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APUNTES GENERALES SOBRE REDES ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN
SIXTO HUMBERTO ACHURI HOLGUÍN
Trabajo de grado para optar al título de ingeniero electricista
Modalidad de asistencia a la docencia
Director
CARLOS MARIO RIOS SERNA
Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
MEDELLÍN
1.998
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN 1
1 EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Y SUS COMPONENTES 3
1.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA 3
1.2 CIRCUITOS DE SUBTRANSMISIÓN 9
1.3 PARTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 10
1.3.1 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN 12
1.3.2 LÍNEAS PRIMARIAS O ALIMENTADORES PRIMARIOS 12
1.3.3 RED SECUNDARIA 13
1.3.4 ACOMETIDA SECUNDARIA 13
1.3.5 TIPOS DE VOLTAJES UTILIZADOS EN DISTRIBUCIÓN 14
1.4 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 14
1.4.1 REDES DE DISTRIBUCIÓN AÉREAS 15
1.4.2 REDES DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEAS 16
1.4.3 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ELECCIÓN DE UN SISTEMA AÉREO O SUBTERRÁNEO 17
1.4.4 OBJETIVOS QUE DEBE CUMPLIR EL SISTEMA ELEGIDO 18
2 CARACTERÍSTICAS DE LAS CARGAS 19
2.1 CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS 19
2.1.1 SEGÚN SU LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA 19
2.1.2 SEGÚN LA CONFIABILIDAD 19
2.1.3 SEGÚN LA TARIFA 20
2.1.4 SEGÚN EL TIPO DE CONSUMIDOR 21
2.2 TARIFAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA 23
2.2.1 ESTRATO SOCIOECONÓMICO 24
2.2.2 TARIFAS RESIDENCIALES 24
2.2.3 TARIFAS NO RESIDENCIALES 25
2.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES Y DEFINICIONES 27
2.3.1 CAPACIDAD 27
2.3.2 CARGA INSTALADA 27
2.3.3 DEMANDA 27
2.3.4 DEMANDA PROMEDIO (DP) 28
2.3.5 DEMANDA MÁXIMA (DMAX) 28
2.3.6 CURVAS DE CARGA 29
2.3.7 FACTOR DE DEMANDA (FD) 32
2.3.8 FACTOR DE CARGA (FC) 34
2.3.9 FACTOR DE UTILIZACIÓN (FU) 36
2.3.10 FACTOR DE PLANTA NOMINAL (FPT) 37
2.3.11 FACTOR DE POTENCIA (COS φ) 38
2.3.12 FACTOR DE PERDIDAS (FPERD) 38
2.3.13 DENSIDAD DE CARGA 39
2.3.14 DIVERSIDAD DE CARGA 40
2.3.15 DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA (DMÁX) 40
2.3.16 DEMANDA MÁXIMA DIVERSIFICADA PROMEDIO 41
2.3.17 DEMANDA NO COINCIDENTE 41
2.3.18 FACTOR DE DIVERSIDAD O DE GRUPO (FDIV) 42
2.3.19 FACTOR DE COINCIDENCIA O DE SIMULTANEIDAD (FCO) 45
2.3.20 CURVAS DE DEMANDA DIVERSIFICADA. 45
2.4 EJERCICIOS DE APLICACIÓN 47
2.4.1 EJERCICIO NO 1 47
2.4.2 EJERCICIO NO 2 52
3 PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN 55
3.1 ANTECEDENTES 55
3.2 INVESTIGACION DEL SISTEMA 58
3.2.1 INVENTARIO DEL SISTEMA 58
3.2.2 DESCRIPCIÓN DEL MERCADO 66
3.2.3 INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA 69
3.3 ¿QUÉ ES EL DSM? (DEMAND SIDE MANAGMENT) 69
3.3.1 ESTRUCTURA TARIFARÍA 71
3.3.2 COBERTURA 72
3.4 PROYECCION DE LA DEMANDA 72
3.4.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN GRANDES CIUDADES 73
3.4.2 PROYECCIÓN DE DEMANDA PARA CIUDADES INTERMEDIAS 83
3.4.3 PROYECCIÓN DE DEMANDA PARA PEQUEÑAS CIUDADES Y SECTOR RURAL 84
3.5 CRITERIOS DE PLANEAMIENTO 86
3.5.1 NIVEL DE TENSIÓN 87
3.5.2 REGULACIÓN 88
3.5.3 CARGABILIDAD 88
3.5.4 NIVEL DE CORTOCIRCUITO 90
3.5.5 CONFIABILIDAD 90
3.5.6 PÉRDIDAS 93
3.5.7 CRITERIOS DE PLANEAMIENTO 93
4 CONFIGURACIONES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION 96
4.1 SISTEMA DE DISTRIBUCION RADIAL 97
4.1.1 SISTEMA RADIAL SIMPLE 97
4.1.2 SISTEMA RADIAL EXPANDIDO 98
4.1.3 SISTEMA RADIAL CON UNIONES 98
4.2 SISTEMA TIPO ANILLO 99
4.2.1 ANILLO ABIERTO 100
4.2.2 ANILLO CERRADO 101
4.3 SISTEMA SELECTIVO PRIMARIO 102
4.4 SISTEMA SELECTIVO SECUNDARIO 104
4.4.1 SISTEMA DE MALLA SECUNDARIA 107
4.5 SISTEMA DE MALLA SECUNDARIA PUNTUAL 111
5 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO 114
5.1 CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA 114
5.1.1 SEGÚN SU NATURALEZA 114
5.1.2 SEGÚN EL TIPO DE CAUSA 114
5.1.3 SEGÚN EL TIPO DE CARGA 115
5.2 METODOLOGÍA GENERAL PARA LA DISCRIMINAR LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA 116
5.3 PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN 116
5.4 PÉRDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS (PAP) 117
5.5 PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN 118
5.5.1 PÉRDIDAS EN EL HIERRO (PFE). 118
5.5.2 PÉRDIDAS EN EL COBRE (PCU) 118
5.6 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS (PCS) 119
5.7 PÉRDIDAS EN CONTADORES (PC) 120
5.8 PÉRDIDAS POR ERROR EN LA LECTURA DE LOS CONTADORES 120
5.9 PÉRDIDAS POR FRAUDE Y CONTRABANDO 121
5.10 ESTIMACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA 121
5.11 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS PICO 123
5.11.1 FACTOR DE RESERVA (FR) 123
5.11.2 FACTOR DE RESPONSABILIDAD DEL PICO (FRP) 123
5.11.3 FACTOR DE DISTRIBUCIÓN (FD) 124
5.11.4 FACTOR DE CRECIMIENTO (FR) 125
5.11.5 FACTOR DE TOLERANCIA DE PÉRDIDAS (FTP) 126
5.12 MEDIDAS REMEDIALES PARA CONTROLAR Y REDUCIR LAS PÉRDIDAS EN LOS
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 130
5.12.1 REDISTRIBUCIÓN DE LA CARGA ENTRE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA 130
5.12.2 EQUILIBRIO DE CARGA EN CIRCUITOS PRIMARIOS 131
5.12.3 DISEÑO ÓPTIMO DE ALIMENTADORES PARA PÉRDIDAS NORMALES 131
5.12.4 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NEGRAS 131
6 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN 135
6.1 CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE AISLAMIENTO. 135
6.2 VENTAJAS DE LOS TRANSFORMADORES SECOS 136
6.3 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES EN ACEITE. 137
6.4 CLASIFICACIÓN SEGÚN EL NÚMERO DE FASES. 137
6.5 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA PROTECCIÓN. 138
6.5.1 TRANSFORMADORES CONVENCIONALES. 138
6.5.2 TRANSFORMADORES AUTOPROTEGIDOS (CSP) 140
6.6 CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE MONTAJE. 141
6.7 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA POTENCIA. 142
7 CONDUCTORES ELÉCTRICOS 144
7.1 PROPIEDADES 144
7.2 TIPOS DE CABLES 146
7.2.1 CABLES AÉREOS DESNUDOS 146
7.2.2 CABLES AISLADOS 147
7.2.3 CABLES PARA MEDIA TENSIÓN 147
7.2.4 CONDUCTORES PARA TENSIONES INFERIORES A 600 V 152
7.3 PROPIEDADES MECANICAS 153
7.4 PROPIEDADES TÉRMICAS 153
7.5 PROPIEDADES ELÉCTRICAS 154
7.6 PROPIEDADES QUÍMICAS 155
7.7 RESISTENCIA A LA LLAMA 155
7.8 CONTAMINACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE 156
7.9 FABRICACIÓN DEL CABLE XLPE 156
7.10 NIVELES DE AISLAMIENTO 158
7.10.1 NIVEL 100% 159
7.10.2 NIVEL 133% 159
7.10.3 NIVEL 173% 160
7.11 CAPACIDADES DE CORRIENTE 160
8 EL PROBLEMA DE LA REGULACIÓN DE VOLTAJE 164
8.1 EL CONCEPTO DE LA REGULACION DEL VOLTAJE 165
8.1.1 CAÍDAS DE TENSIÓN EN EL SISTEMA 166
8.1.2 ALIMENTADORES RURALES 170
8.1.3 ALIMENTADORES INDUSTRIALES 170
8.2 METODO PARA MEJORAR LA REGULACION DE TENSIÓN 170
8.2.1 CONTROL DE VOLTAJE EN LA SUBESTACIÓN 171
8.2.2 REGULACIÓN FUERA DE LA SUBESTACIÓN SOBRE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS 173
8.2.3 MÉTODOS PARA LOGRAR LA REGULACIÓN DE VOLTAJE SIN EQUIPOS ADICIONALES 179
8.3 EQUIPO PARA LA REGULACION AUTOMATICA DE VOLTAJE 182
8.3.1 MECANISMOS CAMBIADORES DE DERIVACIÓN BAJO CARGA EN LOS TRANSFORMADORES
DE SUBESTACIÓN Y DISTRIBUCIÓN 182
8.3.2 CAPACITORES EN PARALELO DESCONECTABLES 184
8.3.3 CONEXIÓN DE CAPACITORES EN PARALELO 185
9 DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN 186
9.1 DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCION 186
9.1.1 LEVANTAMIENTOS TOPOGRÁFICOS 186
9.1.2 PROYECTO DE LA RED SECUNDARIA 189
9.1.3 ESTIMATIVA DE LAS CARGAS 190
9.1.4 UBICACIÓN DE LOS POSTES 196
9.1.5 UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES 198
9.1.6 ACOMETIDAS 199
9.1.7 ACOMETIDAS AÉREAS EN BAJA TENSIÓN 199
9.1.8 ACOMETIDAS SUBTERRÁNEAS EN BAJA TENSIÓN 200
9.1.9 PAUTAS GENERALES PARA ACOMETIDAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS 201
9.1.10 BAJANTES 202
9.1.11 CUADRO DE CARGAS. 203
9.2 CÁLCULOS DE REGULACIÓN 204
9.2.1 CÁLCULO DE LA CAÍDA DE TENSIÓN EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN 206
9.2.2 CÁLCULO DE REGULACIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA 211
9.2.3 CÁLCULOS DE CORRIENTE EN LA RED SECUNDARIA 218
9.3 DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCION PRIMARIAS 221
9.3.1 SELECCIÓN DE VOLTAJE 222
9.3.2 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR 222
9.3.3 SELECCIÓN DE LA DISPOSICIÓN DE LOS CONDUCTORES EN LA TRANSMISIÓN. 222
9.3.4 CÁLCULOS DE REGULACIÓN POR EL MÉTODO MATEMÁTICO 224
9.3.5 CÁLCULOS DE REGULACIÓN POR EL MÉTODO GRÁFICO 229
9.3.6 CÁLCULO DE LA CORRIENTE 232
9.3.7 EJEMPLOS DE CALCULO PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 232
10 MATERIALES ELÉCTRICOS PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN 239
10.1 MATERIALES PARA LA RED AÉREA 239
10.1.1 MATERIALES PRIMARIOS 240
10.1.2 MATERIALES SECUNDARIOS 248
10.2 REDES SUBTERRANEAS. SISTEMA TIPO PARRILLA 254
10.2.1 COMPONENTES 255
10.2.2 OPERACIÓN DEL SISTEMA. 256
10.2.3 PROTECCIONES 257
10.2.4 INSTALACIÓN DEL SISTEMA. 257
10.2.5 EQUIPOS ESPECIALES. 258
11 PROTECCION Y EQUIPOS DE MANIOBRA EN LAS REDES DE DISTRIBUCION 259
11.1 TIPOS DE FALLAS 260
11.2 PROTECCION DE SOBRECORRIENTE 261
11.2.1 FUSIBLES 261
11.2.2 EQUIPO DE RECIERRE 269
11.3 PROTECCION DE SOBRETENSIÓN 270
11.3.1 TIPOS DE SOBRETENSIONES 271
11.3.2 PROTECCIÓN PARA SOBRETENSIONES 273
11.3.3 EL PARARRAYOS 275
11.4 SECCIONADORES 283
11.4.1 ESPECIFICACIONES DE UN SECCIONADOR BAJO CARGA 286
12 LOS ARMÓNICOS Y EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 288
12.1 DEFINICIÓN 288
12.2 FUENTES DE ARMÓNICOS 291
12.3 EFECTOS DE LOS ARMÓNICOS 293
12.3.1 FACTOR DE POTENCIA 294
12.3.2 CONDENSADORES 294
12.3.3 INTERFERENCIA ELECTROMAGNÉTICA 294
12.3.4 DISTORSIÓN 295
12.3.5 CALENTAMIENTO. 295
12.3.6 EFECTO JITTER 295
12.3.7 OTROS EFECTOS 296
12.3.8 EFECTOS QUE MÁS INCIDEN EN UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 297
12.4 CONTROL DE LOS ARMÓNICOS 297
12.5 ARMÓNICOS Y EL PUNTO DE ACOPLE COMÚN (PCC) 299
12.6 LIMITES DE DISTORSIÓN 300
12.6.1 LÍMITES DE DISTORSIÓN DE VOLTAJE 300
12.6.2 LÍMITES DE DISTORSIÓN DE CORRIENTE 301
12.7 PALABRAS CLAVES PARA LEER LA NORMA STD 519 304
13 ILUMINACION 307
13.1 DEFINICIONES 307
13.1.1 FLUJO LUMINOSO 307
13.1.2 INTENSIDAD LUMINOSA 308
13.1.3 ILUMINANCIA O ILUMINACIÓN 308
13.1.4 LUMINANCIA 309
13.2 FUENTES LUMINOSAS 314
13.2.1 CLASIFICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS 314
13.2.2 BOMBILLAS DE INCANDESCENCIA 315
13.2.3 TUBOS HALÓGENOS (CICLO DE YODO) 316
13.2.4 BOMBILLAS DE VAPOR DE MERCURIO 317
13.2.5 BOMBILLAS DE YODUROS METÁLICOS (HALOGENUROS) 318
13.2.6 BOMBILLAS DE SODIO A BAJA PRESIÓN 320
13.2.7 BOMBILLAS DE SODIO DE ALTA PRESIÓN 321
13.3 APARATOS DE ILUMINACIÓN (LUMINARIAS) 322
13.3.1 REQUISITOS FUNDAMENTALES 322
13.4 CLASIFICACIÓN LUMINOTÉCNICA 324
13.4.1 REFLECTORES 324
13.4.2 REFRACTORES 326
13.4.3 DIFUSORES 326
13.5 PARTES CONSTITUTIVAS DE UNA LUMINARIA DE ALUMBRADO PÚBLICO 326
13.6 PROTECCIÓN CONTRA LOS CONTACTOS DIRECTOS Y CONTRA LA
PENETRACIÓN DE LÍQUIDOS Y POLVO 327
13.7 CLASES DE POSTES 329
13.8 DISEÑO DE ILUMINACION PARA VIAS PUBLICAS 330
13.8.1 CÁLCULOS DE ILUMINACIÓN 332
13.9 CONTROL DE LAS LUMINARIAS 351
13.9.1 SISTEMA PILOTO 352
13.9.2 SISTEMA DE COMANDO DE GRUPO 352
13.9.3 SISTEMA DE CONTROL INDIVIDUAL 352
14 MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN 354
14.1 METODOLOGÍA PARA EL TRABAJO EN LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN 354
14.2 EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO 356
14.2.1 HISTORIA DE LA RED 356
14.2.2 INSPECCIONES REGULARES 356
14.2.3 PROGRAMA DE REPOSICIÓN 357
14.2.4 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO 357
14.2.5 EVALUACIÓN ECONÓMICA 358
14.2.6 EVALUACIÓN POST TRABAJO 358
14.3 PUESTA A TIERRA PARA EJECUCIÓN DE TRABAJOS 359
14.3.1 TIPOS DE PUESTAS A TIERRA. 359
14.3.2 RAZONES PARA ATERRIZAR UNA LÍNEA DESENERGIZADA 360
14.3.3 FORMA DE ATERRIZAR PARA EJECUCIÓN DE TRABAJOS 361
14.4 REGLAS DE ORO PARA LA EJECUCIÓN DE TRABAJOS EN REDES DE
DISTRIBUCIÓN 363
14.4.1 CORTE VISIBLE 363
14.4.2 CONDENACIÓN 363
14.4.3 CHEQUEO DE TENSIÓN 363
14.4.4 PUESTA A TIERRA 364
15 AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 365
15.1 OBJETIVOS DE LA AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 366 15.1.1 OBJETIVOS GENERALES. 366
15.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. 366
15.2 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN 367
15.3 PROPUESTA DE AUTOMATIZACIÓN PARA UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 367
15.3.1 AUTOMATIZACIÓN DE EQUIPOS DE CAMPO 368
15.3.2 IMPLANTACIÓN DE SISTEMAS SCADA CONVENCIONALES 368
15.3.3 AUTOMATIZACIÓN DE LA SALA DE OPERACIONES: 368
15.4 PROPUESTAS DE AUTOMATIZACIÓN PARA LA SALA DE OPERACIÓN. 370
15.4.1 OPERACIÓN NORMAL 371
15.4.2 OPERACIÓN DURANTE DAÑOS. 373
15.5 AUTOMATIZACIÓN DE LA RED AÉREA A 44 KV Y A 13,2 KV. 375
15.5.1 PROPUESTA DE AUTOMATIZACIÓN AL NIVEL DE 13.2 KV 376
15.5.2 AUTOMATIZACIÓN PARA LA MALLA SECUNDARIA - PARRILLA. 378
15.5.3 AUTOMATIZACIÓN PARA LA GESTIÓN DE SUBESTACIONES. 379
15.6 EL SOFTWARE DE OPERACIONES 380
15.7 EL SISTEMA SCADA 382
15.7.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SCADA 383
15.7.2 REQUERIMIENTOS PARA UN SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 385
15.8 SISTEMA DE COMUNICACIONES PARA AUTOMATIZACIÓN
DE LA DISTRIBUCIÓN 387
15.8.1 SISTEMA DE COMUNICACIONES PARA EL SISTEMA SCADA 387
15.8.2 ALTERNATIVAS DE COMUNICACIÓN 389
15.8.3 EQUIPOS ELÉCTRICOS AUXILIARES 393
16 EFECTOS DE LA CORRIENTE ELECTRICA SOBRE EL CUERPO HUMANO 394
16.1 EFECTOS FÍSICOS 395 16.2 EFECTOS FISIOLÓGICOS 395
16.3 FACTORES QUE INTERVIENEN EN EL ACCIDENTE ELÉCTRICO. 398
16.3.1 VALOR DE LA INTENSIDAD DE LA CORRIENTE ELÉCTRICA. 399
16.3.2 VALOR DE LA RESISTENCIA ÓHMICA DEL ORGANISMO. 400
16.3.3 TIEMPO DE PASO DE LA CORRIENTE ELÉCTRICA 402
BIBLIOGRAFIA 403
ANEXOS 403
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Ejemplos de tensiones de servicio 4
Tabla 2. Tensiones de generación y distribución 14
Tabla 3. Factores de carga típicos 35
Tabla 4. Datos curva de carga - Factor de diversidad 44
Tabla 5. Curvas de carga - Ejercicio de aplicación 47
Tabla 6. Horizontes de planeamiento 78
Tabla 7. Criterios de planeación 94
Tabla 8. Resumen de propiedades de los conductores de cobre y aluminio 146
Tabla 9. Propiedades de algunos materiales corrientes para aislamientos y cubiertas de
cables 151
Tabla 10. Demanda diversificada 194
Tabla 11. Regulación en los componentes del sistema 206
Tabla 12. Porcentaje de caída de voltaje en transformadores monofásicos o en
transformadores 3φ equilibrados 208
Tabla 13. Porcentaje de caída de voltaje en transformadores que alimentan carga
monofásica en bancos delta abierta 209
Tabla 14. Especificación de fusibles para cajas primarias 268
Tabla 15. Especificación de fusibles para aisladeros 269
Tabla 16. Curvas típicas de armónicos en la industria. 292
Tabla 17. Límites de distorsión para Voltaje. 300
Tabla 18. Límites de distorsión para las corrientes. 302
Tabla 19. Magnitudes fotométricas 310
Tabla 20. Ejemplos de magnitudes fotométricas 313
Tabla 21. Bombillas incandescentes 316
Tabla 22. Bombillas de Halógeno 317
Tabla 23. Bombillas de vapor de mercurio 318
Tabla 24. Bombillas de Halogenuros 319
Tabla 25. Bombillas de sodio a baja presión 321
Tabla 26. Bombilla de sodio alta presión 322
Tabla 27. Protección IP en las luminarias 328
Tabla 28. Efectos fisiológicos producidos por la corriente eléctrica 397
Tabla 29. Efectos de la intensidad de corriente eléctrica en mA. 400
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Diagrama en bloques de un sistema de potencia 5
Figura 2. Pérdidas en función del aumento de la tensión 6
Figura 3. Diagrama unifilar de un sistema eléctrico de potencia 7
Figura 4. Partes constitutivas de un sistema de distribución 10
Figura 5. Tarifas de energía eléctrica 26
Figura 6. Curva de carga sector residencial 30
Figura 7. Curva de carga sector comercial 30
Figura 8. Curva de carga pequeña industria 31
Figura 9. Elementos de la curva de carga 31
Figura 10. Datos de la curva de carga 33
Figura 11. Curvas de carga - Factor de diversidad 43
Figura 12. Curvas de demanda diversificada 46
Figura 13. Gráficas de las curvas de carga – Ejercicio de aplicación 49
Figura 14. Etapas del planeamiento de un sistema de distribución 57
Figura 15. Proyección de la demanda en grandes ciudades 75
Figura 16. Sistema radial simple 97
Figura 17. Sistema radial expandido 98
Figura 18. Sistema radial con uniones 99
Figura 19. Sistema tipo anillo 100
Figura 20. Sistema selectivo primario 104
Figura 21. Sistema selectivo secundario 107
Figura 22. Sistema de malla secundaria 110
Figura 23. Sistema de malla secundaria cerrada 111
Figura 24. Sistema de malla secundaria puntual 112
Figura 25. Curva de demanda diversificada 193
Figura 26. Transformador como centro de carga 199
Figura 27. Acometida aérea 200
Figura 28. Ramal típico línea trenzada 213
Figura 29. Ramal típico línea separada 217
Figura 30. Equivalente de un par de conductores 224
Figura 31. Diagrama fasorial de una línea. 225
Figura 32. Gráfica caída de voltaje en red primaria 238
Figura 33. Caja primaria 263
Figura 34. Curvas características de algunos fusibles 264
Figura 35. Fusible Tipo T 265
Figura 36. Fusible Tipo K 266
Figura 37. Recierre automático trifásico 270
Figura 38. Tipos de sobretensiones 272
Figura 39. Características de las sobretensiones 274
Figura 40. Onda sinusoidal pura 289
Figura 41. Onda fundamental con armónico 3 290
Figura 42. Onda fundamental con armónicos 5, 7, 11 y 13 290
Figura 43. Selección del PCC donde otros usuarios pueden suplirse del servicio 299
Figura 44. Distribución de la intensidad luminosa 325
Figura 45. Coeficiente de utilización 334
Figura 46. La vertical de la luminaria coincide con el borde de la calzada 336
Figura 47. Localización bilateral alternada 337
Figura 48. Localización central doble 338
Figura 49. Curva isolux 340
Figura 50. Localización de los nueve puntos dependiendo de la disposición de las
luminarias 342
Figura 51. Formato. Método de los nueve puntos 344
Figura 52. Localización de los 9 puntos en una calzada típica 345
Figura 53. Curva Isolux Altura 1m Flujo 1000 Lm 348
Figura 54. Gráfica del ejemplo 349
Figura 55. Forma de aterrizar para ejecución de trabajos 362
Figura 56. Resistencia del organismo en función de la tensión a la que esta sometido 401
1
INTRODUCCIÓN
Las disposiciones reglamentarias de las leyes 142 y 143 de 1.994 y las respectivas
resoluciones de la comisión de regulación de energía y gas regulan la actividad de la
transmisión y distribución de la energía eléctrica del país, así mismo, establecen la
relación del sistema con los diferentes usuarios del mismo, con base en principios de
eficiencia y calidad. Los criterios y procedimientos para la planeación, el diseño, la
expansión, la operación y el mantenimiento de los sistemas de transmisión y
distribución eléctrica deben ser conocidos por los usuarios y deben ser globales para
las diferentes empresas que prestan estos servicios en el país.
En este orden de ideas es necesario que los ingenieros electricistas y los
profesionales vinculados con el arte de la ingeniería eléctrica se encuentren bien
informados en todos lo concerniente al sistema eléctrico; se hace necesario
entonces, conocer los principios del diseño, los materiales utilizados en el
levantamiento de estas obras y otros temas que de una u otra forma involucran el
conocimiento de las redes de distribución.
El texto que se presenta en este trabajo de grado reúne en sí los diferentes temas
que contempla el programa detallado de la materia de redes de distribución eléctrica,
cátedra que se dicta en la Universidad Pontificia Bolivariana para los estudiantes de
2
pregrado de ingeniería eléctrica. El texto en sí es un compendio de los temas más
relevantes que se desarrollan en dicha materia bajo la óptica de las disposiciones
gubernamentales y las normas vigentes que son de obligatorio cumplimiento. En
este trabajo de grado se desarrollan temas ya documentados en manuales, en otros
libros y en una gran cantidad de artículos especializados, sin embargo, se reunen
aquí todos esos esfuerzos diseminados y se logra obtener un libro que contemple de
manera global todos los temas de la cátedra antes mencionada y de allí su título:
“apuntes generales sobre redes de distribución eléctrica”.
Se espera que los capítulos desarrollados en este trabajo llenen las expectativas de
los estudiantes de pregrado, de los estudiantes de postgrado, de los ingenieros en
pleno ejercicio y de aquellas personas interesadas en los diferentes temas, así
mismo se espera que las personas interesadas encuentren en este trabajo un texto
de obligada consulta para poder abordar literatura más especializada.
El Autor.
3
1 EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Y SUS COMPONENTES
1.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA
Un sistema de potencia eléctrico se define como el conjunto de elementos como:
centrales hidroeléctricas o térmicas, subestaciones, líneas de transmisión y redes de
distribución que están eléctricamente unidas y cuya finalidad es hacer llegar a los
usuarios de dicho sistema, la energía eléctrica que necesitan en forma segura con
los niveles de calidad exigidos por el consumidor.
Aproximadamente las dos terceras partes de la inversión total del sistema de
potencia están dedicadas a la distribución, lo que implica un trabajo cuidadoso en el
planeamiento, diseño, construcción y en la operación de un sistema de distribución,
lo que requiere manejar una información voluminosa y tomar numerosas decisiones
lo cual es una tarea compleja y de gran trascendencia.
Algunos parámetros importantes del sistema eléctrico son:
− Frecuencia de servicio. Esta se expresa en Hertzios (Hz), en nuestro medio está
normalizada en 60 Hz. (CREG 070/98)
4
− Número de fases. En nuestro sistema existen sistemas eléctricos del tipo trifásico
(los más generalizados), monofásicos, y en algunos casos se utilizan sistemas
bifásicos.
− Tensión de servicio. Es la principal característica y la que determina el
aislamiento de las partes constructivas de un sistema eléctrico. Representa el
voltaje que podrán utilizar los usuarios en los diferentes puntos del sistema.
Tabla 1 muestra algunas de las tensiones de servicio utilizadas en los sistemas
eléctricos.
Tabla 1. Ejemplos de tensiones de servicio
TENSIÓN DE SERVICIO
BAJA
TENSIÓN
MEDIA
TENSIÓN
ALTA
TENSIÓN
EXTRA – ALTA
TENSIÓN
7.62 kV * 115 kV * 345 kV
De 120 V a 440 V 13.2 kV * 138 kV 500 kV *
240/120 V, 208/120 V 34.5 kV * 161 kV 735 kV
220/127 V 44 kV * 230 kV * 1000 kV
440/240 V 66 kV > 1000 kV (Ultra Alta
Tensión)
69 kV *
* Utilizados en Colombia
**Fuente: Subestaciones de alta y extra alta tensión. Carlos Felipe Ramírez G. Página 4
El sistema eléctrico de potencia incluye tres etapas básicas: generación, transmisión
y distribución. El diagrama de bloques de la Figura 1 da una idea de ello.
5
GENERACIÓN SUBESTACIÓNELEVADORA
SISTEMA DETRANSMISIÓN
SUBESTACIÓNDE
DISTRIBUCIÓNCIRCUITOSPRIMARIOS
TRANSFORMADORDE DISTRIBUCIÓN
CIRCUITOSSECUNDARIOS
ACOMETIDAS
Figura 1. Diagrama en bloques de un sistema de potencia
La etapa de generación es aquella en donde se hace el proceso de conversión de
energía mecánica rotacional en energía eléctrica, obteniéndose un nivel de voltaje
que ha de ser elevado mediante un transformador. La siguiente etapa es la de
transmisión, la cual, consta de líneas o conductores, a través de los cuales se
transporta la energía generada hasta la subestación de distribución.
La tensión se eleva a través de equipos de transformación para aprovechar los
beneficios de una transmisión con pérdidas por efecto Joule bajas.
A continuación se muestra matemáticamente, los beneficios de transmisión a alto
voltaje para una línea trifásica.
6
Las pérdidas por efecto Joule son:
2**3 IRPj =
La potencia transmitida es:
θcos3 ⋅⋅⋅= IVPt
Despejando la corriente de la ecuación
θcos3 ⋅⋅=
VPtI
Reemplazando en la ecuación inicial se tiene:
θθ 22
2
22
2
coscos33
VRPt
VPtRPj ⋅
=⋅
⋅⋅=
Con Pt = Constante
R = Constante
cosθ = Constante
De la ecuación se observa que si se aumenta la tensión de transmisión (v), las
pérdidas por efecto Joule (Pj) disminuyen. A continuación se muestra la tendencia de
las pérdidas a medida que los niveles de tensión aumentan.
T E N S IÓ N
PÉR
DID
AS
POR
EFE
CTO
JO
ULE
P t : C o n s t a n t eR : C o n s t a n t eC o s ¢ : C o n s t a n t e
Figura 2. Pérdidas en función del aumento de la tensión
7
La última etapa del sistema de potencia corresponde al sistema de distribución, el
cual parte de la subestación de distribución pasando por los circuitos primarios, los
transformadores de distribución, los circuitos secundarios y llegando al consumidor a
través de la acometida.
El nombre de redes de distribución se deriva de la forma propia del trazado de las
líneas de energía eléctrica en los centros de consumo, ya que estas se hacen en
forma de malla o red. Lo que representa a su vez un incremento en la confiabilidad,
flexibilidad y seguridad de dicho sistema.
La Figura 3 es la representación de un sistema eléctrico de potencia.
Figura 3. Diagrama unifilar de un sistema eléctrico de potencia
8
Subestaciones de Distribución. Estas reciben la potencia del circuito de transmisión
y la transforman al voltaje adecuado para el suministro a los alimentadores primarios.
Alimentadores Primarios. Son circuitos 3φ que salen de las subestaciones de
distribución y proveen los caminos al flujo de potencia para los Transformadores de
distribución.
Transformadores de Distribución. Reducen el voltaje de los alimentadores primarios
al voltaje adecuado para el consumidor.
Distribución Secundaria. Distribuye la potencia desde los bobinados secundarios de
los transformadores de distribución hasta los consumidores.
El voltaje en la distribución secundaria, varía de acuerdo a la carga que se vaya a
alimentar. Más adelante se hablará de los voltajes más adecuados utilizados por las
empresas de energía para las diversas clases de carga.
Hay una gran cantidad de combinaciones en los voltajes de transmisión - distribución
primaria y distribución secundaria; pronto se verá que no hay una combinación
estándar debido a múltiples factores como densidad de carga, áreas cubiertas, carga
total servida, rata de crecimiento de la carga, geografía del terreno, disponibilidad de
los derechos de vía, sistema de voltaje existente, etc.
9
En muchos casos, uno o varios de los componentes que forman parte de un sistema
de distribución, pueden eliminarse. Por ejemplo, un pequeño pueblo que es servido
por una planta independiente, la distribución, consiste en algunos alimentadores
primarios, que van a los transformadores de distribución donde el voltaje se reduce
al nivel requerido por los consumidores.
1.2 CIRCUITOS DE SUBTRANSMISIÓN
La tensión de estos circuitos está comprendida entre valores de transmisión y de
distribución. Estos circuitos parten de un transformador exclusivo que generalmente
está en la subestación de distribución o del devanado auxiliar de un transformador
de tres devanados.
A los niveles de subtransmisión se manejan en Colombia demandas de potencia del
orden de 10 a 35 MVA, mientras que en distribución las demandas están entre 75 y
500 kVA.
Los niveles de tensión en redes de subtransmisión normalizados en Colombia son:
34.5 kV, 44 kV, 66 kV. En su recorrido estos circuitos generalmente alimentan
cargas industriales u otros municipios.
10
1.3 PARTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Las partes del sistema de distribución se muestran en la Figura 4. En ella se
observan los elementos necesarios para llevar la energía eléctrica al usuario, desde
el momento en que el transformador de la subestación de distribución recibe la
potencia hasta entregarla finalmente transformada al usuario final para hacer uso de
ella.
RA
RV 8IF
16
CP
1
2
3
42
CE
SUBESTACIÓN DEDISTRIBUCIÓN
6
5
CE CP
7
9
9
11
10
8
17
12
14
15
13
USUARIO
Figura 4. Partes constitutivas de un sistema de distribución
11
Donde:
1 = Transformador de potencia.
2 = Interruptores.
3 = Barraje.
4 = Seccionador de puesta a tierra.
5 = Ingreso a la canalización.
6 = Canalización.
7 = Salida de circuito.
8 = Seccionadores o cuchillas.
9 = Aisladero.
10 = Transformador de distribución.
11 = Pararrayos.
12 = Red secundaria.
13 = Acometida Secundaria.
14 = Contador.
15 = Interruptor de bajo voltaje.
16 = Acometida Primaria.
17 = Subestación de edificio, Fábrica, Centro comercial, etcIngreso a la canalización
RV = Regulador de voltaje.
RA = Reconectador automático.
IF = Indicador de falla.
CP = Circuito principal.
CE = Circuito de emergencia.
12
1.3.1 Subestación de distribución
Reciben la potencia de los circuitos de transmisión o subtransmisión y transforman
su voltaje a niveles adecuados para el suministro a los alimentadores primarios. En
ella tenemos:
− Transformador de potencia.
− Interruptores.
− Seccionador de línea de puesta a tierra. Este seccionador puede ser manual o
automático según las necesidades del sistema.
− Equipos de protección.
1.3.2 Líneas primarias o alimentadores primarios
Son los circuitos que salen de la subestación de distribución y abastecen los
caminos de flujo de potencia para los transformadores de distribución, recorriendo el
área de carga. Estos alimentadores pueden ser de tipo trifásico o monofásico,
aéreos o subterráneos.
Los alimentadores primarios incluyen elementos como los siguientes:
− Elementos de maniobra y/o protección. Como aisladeros, pararrayos,
seccionadores, reconectadores e interruptores.
− Elementos de señalización. Como por ejemplo el indicador de falla.
− Elementos que controlan la tensión como reguladores y capacitores.
13
− Transformadores de distribución. Que se encargan de reducir el voltaje de los
alimentadores primarios a niveles adecuados de utilización para el consumidor.
− Salidas de circuitos.
− Acometida primaria. Entrada de la alimentación en urbanizaciones, fábricas,
edificios, centros comerciales, etc. Se utiliza cuando es necesario alimentar un
centro de transformación (subestación).
1.3.3 Red secundaria
Es la encargada de distribuir la potencia de los secundarios de los transformadores
de distribución a los usuarios, a un nivel de tensión adecuado para su utilización.
Pueden ser trifásicas o monofásicas, aérea o subterránea.
1.3.4 Acometida secundaria
Es la parte del sistema de distribución que se encuentra entre la red secundaria y el
contador del usuario. Esta acometida puede ser aérea o subterránea, trifásica o
monofásica.
Se resume entonces, que una red de distribución es la parte de un sistema eléctrico
de potencia que le lleva al usuario la energía proveniente de la subestación de
distribución, incluyendo la acometida.
14
1.3.5 Tipos de voltajes utilizados en distribución
Hay una gran variedad de voltajes de generación, transmisión, distribución primaria,
distribución secundaria, etc. Ejemplo de ello son los siguientes:
Tabla 2. Tensiones de generación y distribución
GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN
PRIMARIA
DISTRIBUCIÓN
SECUNDARIA
*6.6 Kv *110 kV *7.62 kV (10) *240/120 V
*13.2 kV 138 kV 11.4 kV (30) *220/127 V
*13.8 kV 160 kV *13.2 kV (30) *208/120 V
15 kV *220 kV 6.6 kV (10) *440/240 V
35 kV 345 kV 480/277 V
400 kV
*500 kV
750 kV
* Utilizados en Colombia
**Fuente: Subestaciones de alta y extra alta tensión. Carlos Felipe Ramírez G. Página 5
1.4 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
En general se puede mencionar que para llevar la energía eléctrica a los
consumidores, desde el punto de vista de construcción se tienen dos tipos de
instalaciones: aéreas y subterráneas.
15
En las redes aéreas los conductores van sostenidos en postes, mientras que en las
subterráneas van en ductos o directamente enterrados.
1.4.1 Redes de distribución aéreas
En esta modalidad los conductores, que usualmente se utilizan son desnudos, van
soportados a través de aisladores en crucetas metálicas, en postes fabricados en
concreto o madera o metálicos en sistemas urbanos y rurales.
Comparativamente las instalaciones aéreas tienen un menor costo inicial que las
subterráneas (10 veces menos). Pero, están expuestas a un gran número de
factores que pueden ocasionar muchas interrupciones en el servicio tales como:
− Descargas atmosféricas.
− Lluvias.
− Granizo.
− Vientos.
− Polvo.
− Temblores.
− Gases contaminantes.
− Contactos con ramas de árboles.
− Vandalismo.
− Choques de vehículos.
16
Otras desventajas al comparar con el sistema de distribución subterráneo son:
− Poca estética.
− Menos confiabilidad.
− Menos seguridad (Peligro a los transeúntes)
Sin embargo, a pesar de las contingencias a las que pueden estar sometidas, las
redes aéreas son las más utilizadas.
Las redes aéreas tienen las siguientes ventajas:
− Fácil mantenimiento.
− Rápida localización de fallas.
− Costo inicial bajo.
− Costos de mantenimiento bajos.
− Fácil diseño y construcción.
1.4.2 Redes de distribución subterráneas
Son empleadas en zonas donde por razones de urbanismo, de concentración de
carga, congestión o condiciones de mantenimiento no es aconsejable el sistema
aéreo. Actualmente el sistema subterráneo es competitivo frente al sistema aéreo en
zonas urbanas céntricas.
Desventajas:
− Su alto costo inicial.
17
− Dificultad para localizar las fallas cuando hay daño en el aislamiento.
− Mantenimiento costoso y complicado.
− Su diseño y construcción es complicado.
Respecto a la red aérea el sistema subterráneo resulta ser:
− Más confiable.
− De mejor estética.
− Más seguro.
La razón de su alta confiabilidad radica en el hecho de que no se ve afectada por los
factores mencionados para la red aérea.
1.4.3 Factores que influyen en la elección de un sistema aéreo o subterráneo
− Densidad de carga.
− Confiabilidad.
− Estética.
− Costo de inversión.
− Costo de operación y/o mantenimiento.
− Facilidad de operación.
− Seguridad.
− Aspectos ambientales y urbanismo.
18
1.4.4 Objetivos que debe cumplir el sistema elegido
− Mantener la tensión de suministro a los consumidores dentro de los límites
permisibles.
− Máxima seguridad en el suministro de energía, estableciendo un equilibrio
técnico-económico.
− Óptimo dimensionamiento en la instalación para cubrir demandas futuras a un
costo mínimo.
El sistema de distribución eléctrico se hace cada día más importante, entre otras, por
las siguientes razones:
− Cumple la función de enlace con el consumidor final.
− Representa un elevado costo de la inversión total del sistema de potencia,
oscilando alrededor de un 50% del total de redes y se eleva a un 70% cuando
son construidos con de redes subterráneas.
− Es la parte del sistema que más aporta pérdidas de energía al sistema (oscila en
valores cercanos al 70% de las pérdidas totales).
− El factor más importante reside en el gran volumen de elementos que conforman
estos sistemas.
− Supervisar y controlar el desarrollo de un sistema de distribución requiere
manejar una información voluminosa y tomar delicadas decisiones, lo cual es una
tarea compleja y de gran trascendencia.
19
2 CARACTERÍSTICAS DE LAS CARGAS
2.1 CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS
2.1.1 Según su localización geográfica
− Redes urbanas
− Suburbanas
− Rurales
− Centro de la ciudad.
2.1.2 Según la confiabilidad
2.1.2.1 Primera categoría
También llamada sensible. Corresponde a los usuarios para los cuales una
interrupción pondría en peligro vidas humanas; también para aquellos que tienen
complicados y costosos procesos industriales; estos usuarios deben disponer de
plantas de emergencia y circuitos de respaldo. Se pueden citar en esta categoría los
hospitales, grandes industrias (Empresas que tienen circuitos a 44 kV de diferentes
20
subestaciones), instalaciones de servicio público, iluminación de pistas de
aeropuertos, iluminación de subestaciones, estaciones de bomberos, etc.
2.1.2.2 Segunda categoría
También llamada semisensible. Son aquellos usuarios a los cuales una interrupción
causa serios perjuicios, como es la pequeña industria, zonas comerciales,
poblaciones menores, etc.
2.1.2.3 Tercera categoría o normal
Representada por las cargas que ante una interrupción de la energía eléctrica, no
tengan asociadas unas pérdidas económicas altas o perjuicios de gran
consideración, como en el caso de las cargas residenciales.
2.1.3 Según la tarifa
− Cargas de pequeña, mediana y gran industria
− Cargas residenciales
− Cargas comerciales
− Cargas de otros
En “otros” se considera la energía consumida por los edificios e instituciones del
gobierno, el alumbrado público, instituciones de la iglesia, etc.
21
2.1.4 Según el tipo de consumidor
2.1.4.1 Residencial
La empresa encargada suministra directamente el voltaje a niveles adecuados para
el usuario 120 / 240 V ó 208 / 120 V.
Estas tendrán una subdivisión de acuerdo a su localización en el espacio geográfico,
así: Urbana, suburbana y rural.
2.1.4.2 Industrial
De acuerdo al tipo de industria, tal como se ha definido anteriormente, se dividen en
pequeña, mediana y gran industria. EL usuario de acuerdo a sus necesidades define
la forma en que alimentará sus equipos.
2.1.4.3 Comercial
Son aquellas cargas que son vitales para el desarrollo económico de un poblado. Se
pueden clasificar así:
− Áreas del centro de la ciudad.
− Centros comerciales.
− Edificios y centros financieros.
22
Cabe mencionar que las cargas industrial y comercial reciben un voltaje para que
ellos mismos lo transformen, normalmente en 13,2 kV hasta 500 kVA y de ahí en
adelante en 44 kV.
2.1.4.4 Turísticas
Balnearios, centros vacacionales, hoteles, etc.
2.1.4.5 Servicio oficial
Es el que se presta a las oficinas de carácter gubernamental o de orden nacional,
departamental o municipal. Se presta también a los municipios para fines de
iluminación de vías públicas, parques y señales de tránsito; planteles educativos,
hospitales, clínicas, ancianatos, orfanatos y en general empresas de carácter oficial.
2.1.4.6 Servicio especial:
Es el que se presta a entidades culturales sin ánimo de lucro que reciben donaciones
de entidades oficiales de cualquier orden, o que estas últimas hayan participado en
su constitución. También se podrán incluir instituciones de beneficencia, servicios
sociales, instituciones eclesiásticas, etc.
23
2.1.4.7 Servicio provisional
Es el que se presta a espectáculos públicos no permanentes, iluminaciones
decorativas y otros servicios de carácter ocasional como en el sector de la
construcción.
2.2 TARIFAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Para el cobro del servicio eléctrico, las empresas de energía se rigen por la ley 142
de 1.994 (artículo 86), ésta ley determina el régimen tarifario y la comisión de
regulación de energía y gas (CREG) expide resoluciones por medio de las cuales se
dictaminan las tarifas que se aplican a los diferentes consumos.
Se recomienda al lector observar la Resolución No. 078 del 29 de abril de 1997 Por
la cual se establece la transición en materia de tarifas de los usuarios regulados
Las tarifas se determinan con base en la estructura económica de costos de la
prestación del servicio de energía en consideraciones de equidad social.
Las siguientes definiciones y criterios son los fundamentos para el cobro de este
servicio:
24
2.2.1 Estrato socioeconómico
Nivel de clasificación de la población con características similares en cuanto a grado
de riqueza y calidad de vida, determinada mediante las condiciones físicas de la
vivienda y su localización geográfica.
2.2.2 Tarifas residenciales
Para efectos de facturación se consideran como residenciales también a los
pequeños establecimientos comerciales o industriales anexos a las viviendas.
Para el servicio a usuarios residenciales se establece un cargo fijo mensual, un
cargo mensual por consumo y cuando es el caso, un cargo por demanda máxima.
El cargo fijo mensual es independiente del nivel de consumo y su valor depende del
estrato socioeconómico.
El cargo por consumo se liquida de acuerdo a las tarifas para cada uno de los
siguientes rangos:
− Primero: Consumo de subsistencia.
− Segundo: Consumo básico.
− Tercero: Consumo intermedio.
− Cuarto: Consumo superior.
25
La magnitud de estos rangos se establecen con base en parámetros tales como los
hábitos de consumo, la disponibilidad de sustitutos energéticos y el estrato
socioeconómico.
El cargo por demanda máxima se le asigna a toda unidad residencial con una carga
instalada superior a 40 kW que se liquidará con las tarifas de demanda máxima del
servicio industrial en el nivel de tensión correspondiente.
2.2.3 Tarifas no residenciales
Para este servicio se cobra un cargo fijo mensual, un cargo por consumo y cuando
es el caso un cargo mensual por demanda máxima y uno por energía reactiva. Para
estos cobros, se podrán establecer tarifas diferenciales según los niveles de tensión
a la cual se conecten los equipos de medida.
Las tarifas por concepto de consumo de energía activa y reactiva y de demanda
máxima pueden ser objeto de diferenciación horaria de allí que existan tarifas por
consumos de energía en punta o por fuera de punta.
A continuación se muestra un anuncio de prensa que mes a mes las empresas que
prestan el servicio de energía eléctrica tienen que expedir. En dicho anuncio se
consignan las tarifas de la energía para cada uno de los niveles de tensión y para
cada uno de los tipos de usuario que la empresa atiende. (Observar Figura 5)
26
Figura 5. Tarifas de energía eléctrica
27
2.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES Y DEFINICIONES
2.3.1 Capacidad
Es la potencia nominal que un equipo o sistema eléctrico tiene para entregar. En los
datos de placa de los diferentes aparatos del sistema se lee la capacidad por
ejemplo:
− Generador de 70 MVA.
− Transformador de 75 kVA.
2.3.2 Carga instalada
Es la sumatoria de las potencias nominales de todos los aparatos y equipos que se
encuentran conectados a un sistema eléctrico sea que estén en operación ó no, o
que potencialmente puedan conectarse al sistema. Se expresa en kVA, kW. Esta
carga conectada puede referirse a todo un sistema o parte de él.
Para su evaluación se toma como base, además de las potencias especificadas en
placas, las equivalencias dadas por el ICONTEC (Norma 2050).
2.3.3 Demanda
Es la cantidad de potencia que un consumidor utiliza de la red o del sistema en un
intervalo de tiempo dado, llamado intervalo de demanda.
28
La demanda de un sistema o instalación también puede definirse como la carga
medida en los terminales del receptor en un intervalo definido de tiempo. La
demanda puede darse tanto en kVA, kvar, kW, A o como porcentajes de la
demanda máxima (Por Unidad).
2.3.4 Demanda promedio (DP)
Es el promedio de la demanda solicitada por el usuario durante un intervalo de
tiempo dado. Se hace énfasis en la demanda promedio ya que las cargas
instantáneas no son importantes puesto que se presentan durante períodos de
tiempo muy cortos.
tiempodeintervalo eltiempo de intervalo un en consumidaEnergíaDp =
Ejemplo:
Si la energía consumida en una residencia en un día es 17,5 kWh. Encontrar la
demanda promedio.
Dp = (17,5 kWh) / 24 h
Dp = 0,73 kW
2.3.5 Demanda máxima (DMax)
Es la máxima condición de carga que se presenta en un sistema o instalación
durante un tiempo específico. La demanda máxima es expresada en unidades
apropiadas dependiendo del tipo de carga, tales como kVA, kW, kvar o A.
29
La demanda máxima es de gran interés, ya que representa las condiciones más
severas de operación impuestas a un sistema desde el punto de vista térmico y de
caídas de voltaje. Puede ser tomada como la demanda máxima instantánea, pero en
la práctica se define también para la demanda máxima un intervalo de demanda. La
mayoría de estos intervalos usados en medidores de demanda son 5, 15, 30, 60
minutos, sin embargo, también se puede definir cual es la demanda máxima diaria,
semanal, mensual o anual.
2.3.6 Curvas de carga
Están formadas por las demandas máximas que se presentan en un intervalo de
tiempo dado, por ejemplo, si la curva de carga es diaria, se tomará las demandas
máximas presentadas durante el día.
El análisis de estas curvas constituye una base para determinar las tendencias de la
carga y permite seleccionar los equipos de transformación y protección. También se
pueden obtener datos que indican el comportamiento propio de la carga y de ésta en
relación con la capacidad instalada. Por ejemplo si el período tomado para la curva
de carga es de un año, la demanda máxima será un dato importante para ser, por
ejemplo, utilizado para la planeación del crecimiento y expansión de un sistema
eléctrico.
A continuación se muestran algunas curvas de carga típicas. Cabe mencionar que
los valores están expresados como un porcentaje de la demanda máxima (p.u.). La
30
importancia de estas curvas radica en que su forma determina el comportamiento
eléctrico de las cargas residenciales, comerciales y de la pequeña industria
CURVA DE CARGASECTOR RESIDENCIAL
0,000
0,100
0,200
0,300
0,400
0,500
0,600
0,700
0,800
0,900
1,0000:
151:
001:
452:
303:
154:
004:
455:
306:
157:
007:
458:
309:
1510
:00
10:4
511
:30
12:1
513
:00
13:4
514
:30
15:1
516
:00
16:4
517
:30
18:1
519
:00
19:4
520
:30
21:1
522
:00
22:4
523
:30
TIEMPO (hh:mm )
P.U
.
Figura 6. Curva de carga sector residencial
CURVA DE CARGAM O RFOLO GÍA COM ERCIO
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0:15
1:00
1:45
2:30
3:15
4:00
4:45
5:30
6:15
7:00
7:45
8:30
9:15
10:0
010
:45
11:3
012
:15
13:0
013
:45
14:3
015
:15
16:0
016
:45
17:3
018
:15
19:0
019
:45
20:3
021
:15
22:0
022
:45
23:3
0
TIEM PO (h h :m m )
P.U
.
Figura 7. Curva de carga sector comercial
31
CURVA DE CARGAMORFOLOGÍA PEQUEÑA INDUSTRIA
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0:15
1:00
1:45
2:30
3:15
4:00
4:45
5:30
6:15
7:00
7:45
8:30
9:15
10:0
010
:45
11:3
012
:15
13:0
013
:45
14:3
015
:15
16:0
016
:45
17:3
018
:15
19:0
019
:45
20:3
021
:15
22:0
022
:45
23:3
0
T IEM PO (hh :m m )
P.U
.
Figura 8. Curva de carga pequeña industria
CURVA DE CARGA EN P.U.CLASE ALTA
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
00:1
501
:00
01:4
502
:30
03:1
504
:00
04:4
505
:30
06:1
507
:00
07:4
508
:30
09:1
510
:00
10:4
511
:30
12:1
513
:00
13:4
514
:30
15:1
516
:00
16:4
517
:30
18:1
519
:00
19:4
520
:30
21:1
522
:00
22:4
523
:30
TIEMPO (hh:mm)
P.U
.
DemandaPromedio
DemandaMáxima
EL ÁREA BAJO LA CURVA ES LA ENERGÍA CONSUMIDA
Figura 9. Elementos de la curva de carga
32
En general las curvas de carga se expresan en por unidad ya que este manejo de
unidades permite mayor flexibilidad al usuario de la misma, en el eje X se tiene el
tiempo, las unidades varían según las necesidades. En la figura se muestra la
demanda máxima de la curva y la demanda promedio, así mismo se indica que el
área bajo la curva es la energía.
∫= dtD(t)ENERGÍA , Donde D(t) es la demanda en el tiempo (curva de carga)
Toda curva de carga debe ir acompañada de una tabla donde se indiquen los datos
de la curva y sus unidades. (Observar Figura 10)
2.3.7 Factor de demanda (Fd)
Es la relación entre la demanda máxima de un sistema o parte de él y la carga total
instalada o conectada al sistema o parte de él. El Fd siempre es menor o igual a 1,
ya que la demanda máxima es menor o a lo sumo igual a la carga conectada del
sistema.
instaladaCargaMáximaDemandaFd =
Este factor indica la simultaneidad en el uso de la carga total conectada. Es decir, los
aparatos eléctricos de una instalación, normalmente no serán accionados al mismo
tiempo a plena carga, en cuyo caso el factor de demanda es menor que la unidad, a
excepción de algunos casos por ejemplo, de la red de alumbrado público cuyo factor
33
T ABL A D E D AT O SC U RV A D E C AR G A EN P.U.
C LAS E ALT A
T IE MP O (hh:m m ) P.U . M ÁXIM A T IEM PO (hh:m m ) P .U. M ÁX IM A00:15 0.500 12:15 0.67000:30 0.454 12:30 0.65400:45 0.437 12:45 0.67101:00 0.440 13:00 0.62101:15 0.432 13:15 0.55601:30 0.428 13:30 0.50101:45 0.405 13:45 0.50602:00 0.400 14:00 0.50002:15 0.414 14:15 0.46802:30 0.381 14:30 0.46102:45 0.415 14:45 0.41403:00 0.407 15:00 0.39503:15 0.406 15:15 0.41903:30 0.412 15:30 0.45303:45 0.385 15:45 0.46004:00 0.404 16:00 0.41704:15 0.442 16:15 0.40604:30 0.470 16:30 0.41504:45 0.491 16:45 0.43205:00 0.496 17:00 0.42805:15 0.528 17:15 0.39805:30 0.514 17:30 0.39905:45 0.484 17:45 0.46406:00 0.451 18:00 0.51906:15 0.520 18:15 0.72006:30 0.619 18:30 0.77806:45 0.678 18:45 0.85307:00 0.662 19:00 0.92007:15 0.621 19:15 0.97607:30 0.653 19:30 1.00007:45 0.618 19:45 0.94808:00 0.626 20:00 0.94108:15 0.625 20:15 0.90608:30 0.652 20:30 0.92608:45 0.650 20:45 0.93609:00 0.658 21:00 0.89409:15 0.605 21:15 0.82509:30 0.628 21:30 0.82309:45 0.547 21:45 0.80910:00 0.618 22:00 0.83310:15 0.582 22:15 0.81510:30 0.611 22:30 0.78710:45 0.574 22:45 0.70111:00 0.591 23:00 0.69511:15 0.642 23:15 0.61511:30 0.671 23:30 0.56111:45 0.712 23:45 0.56912:00 0.688 00:00 0.533
D emanda M áxima 5.2 kW
Figura 10. Datos de la curva de carga
34
de demanda es 1, ya que todas las cargas están conectadas simultáneamente en
condiciones normales. En resumen este factor indica como se está usando la carga
conectada al sistema.
El factor de demanda resulta ser adimensional, dado que la carga conectada y la
demanda máxima deben estar expresadas en las mismas unidades.
Para ser específicos, un registro del factor de demanda debería indicar el intervalo
de demanda y el período sobre el cual la demanda máxima es aplicada.
Aunque puede ser aplicado a un gran sistema, este factor es usualmente aplicable a
usuarios de tipo industrial, comercial, residencial, etc.
2.3.8 Factor de carga (Fc)
Mide el grado de variación de carga en un período determinado, es decir, indica el
comportamiento general de la demanda comparado con su pico máximo. Como la
mayoría de las cargas son variables durante un período de tiempo dado y sólo
tendrán algunos picos de demanda máximos; esta variación es medida a través del
factor de carga, el cual está definido como:
Máxima Demanda promedio Demanda Fc =
35
La demanda máxima, debe ser el pico ocurrido en el mismo período en el cual se
toma la demanda promedio. Este factor es adimensional y siempre es menor o igual
que uno.
El área bajo una curva de carga diaria representa el consumo de kWh durante las 24
horas del día, por lo tanto, el factor de carga también puede ser definido como:
horas 24 xhoras 24 en Máxima Demandahoras 24 en consumida Energía Fc =
Tabla 3. Factores de carga típicos
ZONA FC (RANGO)
ZONAS
RESIDENCIALES
(0,40 – 0,60)
ZONAS
COMERCIALES
(0,60 – 0,70)
ZONAS
INDUSTRIALES
(0,68 – 0,75)
* Estos rangos han sido establecidos en los estudios de caracterización de la carga.
El factor de carga es mayor que cero y menor que la unidad. Una carga constante en
un determinado período de tiempo tiene un factor de carga igual a 1, puesto que la
carga promedio y el pico son iguales como el caso del alumbrado público.
36
Es necesario especificar el intervalo de tiempo en el que estén considerados los
valores de la demanda máxima instantánea y la demanda promedio, ya que para
una misma carga en un periodo de tiempo mayor se obtiene un factor de carga
menor. Debido a esto:
Fc Anual < Fc Mensual < Fc Semanal < Fc Diario
Básicamente el factor de carga indica el comportamiento general de la demanda
comparado con su pico máximo. Los ciclos de carga de varias formas y picos
pueden tener igual factor de carga; el único requerimiento para esta igualdad es que
la relación entre los respectivos promedios de carga y el pico sean iguales.
2.3.9 Factor de utilización (FU)
Es la relación entre la máxima demanda de un sistema o parte de él y la capacidad
nominal del sistema o parte de él.
instalada Capacidad
sistema del máxima Demanda FU =
Un registro de factor de utilización indicaría el intervalo de demanda y el período
sobre el cual la demanda máxima es aplicada. El factor de utilización indica el grado
al cual la capacidad de un sistema está siendo utilizado durante un pico de carga. Se
usa en sistemas que proporcionan potencia, por ejemplo los transformadores. El
siguiente es un ejemplo para el factor de utilización:
37
Se tiene un transformador de distribución de 75 kVA, durante un mes se registro su
demanda y se encontró que la máxima demanda fue de 24 kVA
FU = 24 kVA / 75 kVA
FU = 0,32
Si FU es mayor que 1 indica que el transformador está siendo sobrecargado ya que
los usuarios le están exigiendo más de su capacidad nominal.
El factor de demanda nos indica que porcentaje de la carga instalada se está
alimentando, en cambio el factor de utilización nos indica la fracción de la capacidad
del sistema que se está utilizando durante el máximo pico de carga (Indica la
utilización máxima del equipo).
2.3.10 Factor de planta nominal (Fpt)
Se define como la relación entre la demanda promedio y la capacidad instalada
instalada Capacidad
Promedio Demanda Fpt =
Este factor nos informa acerca de la utilización promedio del equipo o instalación.
38
2.3.11 Factor de potencia (Cos φ)
Es la relación entre la potencia activa y la potencia aparente. La incidencia más
importante del factor de potencia se da en el porcentaje de pérdidas y en la
regulación de voltaje por lo tanto en la calidad y economía del servicio de energía.
AparentePotencia
ActivaPotencia CosFP == φ
Para sistemas de distribución se fija como norma un valor de 0.9, y en caso de que
presenten valores menores a éste, se deberá corregir a través de condensadores o
cualquier otro método.
2.3.12 Factor de perdidas (fperd)
Para el cálculo de pérdidas de energía a partir de las pérdidas de potencia se utiliza
el factor de pérdidas. Este factor se define como la relación entre el valor medio y el
valor máximo de la potencia disipada en pérdidas en un intervalo de tiempo
considerado.
periodo del horas de No. xpérdidas de máximoskW periodo un durante pérdidas de kWh de medio ValorFperd =
El factor de pérdidas es el porcentaje de tiempo que requiere el valor pico de una
carga para producir las mismas pérdidas que las producidas por la carga real en un
39
periodo dado. Para efectuar el cálculo de este factor se pueden utilizar las siguientes
expresiones:
2Fck)(1FckFperd ×−+×= Fórmula de Buller
Fc : Factor de carga
k : Coeficiente estadístico (1+k) ≈ cos 2 φ
La ecuación más utilizada para el cálculo del factor de pérdidas es la siguiente:
2FcFcFperd ×+×= 7,03,0
2.3.13 Densidad de carga
Este parámetro nos indica cuánta es la carga por unidad de área. Es frecuentemente
útil para medir las necesidades eléctricas de un área determinada. Se puede medir
en kVA por metro cuadrado y se define como la carga instalada por unidad de área;
el término voltio-amperio por pie cuadrado es usado también al referirse a la
densidad de la carga, sin embargo, es limitado a edificios comerciales o plantas
industriales.
Conociendo la densidad de carga y el área de la sección en estudio, se puede
conocer el valor de la carga instalada.
Ejemplo: encontrar la densidad de carga de una zona residencial de 500 metros
cuadrados y cuya carga conectada es de 1800 kVA.
Densidad de carga = 1800 kVA / 500 m2 = 3,60 kVA/ m2
40
2.3.14 Diversidad de carga
La diversidad de carga se presenta en un grupo de consumidores que tienen una
demanda específica, pero, por razón de sus diferentes hábitos, sus curvas de carga
varían unas de otras y sus demandas máximas no coinciden en el tiempo.
Este concepto indica que los picos de demanda individuales no ocurren
simultáneamente. En los transformadores de distribución casi que coinciden en el
tiempo las demandas máximas individuales, pues generalmente alimentan cargas
relacionadas, lo que no ocurre con transformadores de potencia en subestaciones.
Para el primer caso se dice que hay menor diversificación de carga que para el
segundo caso.
2.3.15 Demanda máxima diversificada (Dmáx)
Es la máxima demanda encontrada en un grupo de consumidores cuyas curvas de
carga varían unas de otras y sus demandas máximas no coinciden en el tiempo.
Esta demanda determina la capacidad del sistema alimentador: así, la demanda
máxima diversificada de un grupo de usuarios determina la capacidad del
transformador; la demanda máxima diversificada de un grupo de transformadores
determina la capacidad de la línea primaria, y la demanda máxima de un grupo de
alimentadores primarios determina la capacidad de la subestación.
41
En caso de que no se pueda hacer una medición exacta de la demanda máxima
diversificada, debe utilizarse datos históricos que representan una buena
aproximación.
2.3.16 Demanda máxima diversificada promedio
Es la relación entre la demanda máxima diversificada de un sistema y el número de
usuarios que alimenta este sistema.
usuarios de Número
grupo del adadiversific máxima Demanda promediodiv Dmax =
Por ejemplo si se tienen 20 usuarios y la máxima demanda del grupo fue de 50 kVA
el factor de demanda diversificada será:
Dmax div. Promedio = 50 kVA / 20 Instalaciones = 2,50 kVA / Inst.
2.3.17 Demanda no coincidente
Se define como la suma de las demandas máximas individuales sin importar que
coincidan o no en el tiempo.
Básicamente la demanda máxima no coincidente es muy útil cuando se trabaja con
cargas no homogéneas, mientras que la demanda máxima coincidente o
diversificada se aplica ante todo a cargas del mismo tipo.
42
2.3.18 Factor de diversidad o de grupo (Fdiv)
Se define como la relación entre las sumas de las demandas máximas individuales y
la demanda máxima de todo el grupo. Puede referirse a dos o más cargas
separadas, o puede incluir todas las cargas de cualquier parte de un sistema
eléctrico o el sistema total.
grupo del adadiversific Máxima Demanda
esindividual máximas Demandas Fdiv
n
1ii∑
==
El factor de diversidad se utiliza para determinar la demanda máxima que resulte de
la combinación de un grupo de cargas individuales o de la combinación de dos o
más grupos de éstos. Estas combinaciones puede representar un grupo de usuarios
alimentados por un transformador, un grupo de transformadores conectados a un
alimentador primario, un grupo de alimentadores conectados a una subestación, etc.
Mientras que el factor de demanda indica la simultaneidad en el uso de los equipos
instalados por el usuario, el factor de diversidad permite juzgar el hecho de que tan
coincidentes en el tiempo son las demandas máximas individuales y aprovechar la
diversidad para hacer más económicos los diseños y construcciones de los sistemas
de distribución puesto que se ajustan a la realidad. Los factores de diversidad son
diferentes para las distintas regiones del país, pues dependen del clima, de las
costumbres, del grado de industrialización de la zona y de las diferentes clases de
consumo.
43
Las siguientes curvas de carga se utilizan para mostrar el cálculo del factor de
diversidad, estas curvas simulan comportamientos residenciales de los estratos 1 y
2. (Observar la Figura 11)
C u r v a 1
0
1 0
2 0
3 0
4 0
5 0
6 0
7 0
8 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 24
T ie m p o (h h )
k V A
C u r v a 2
0
1 0
2 0
3 0
4 0
5 0
6 0
7 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 11 1 2 13 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
T ie m p o (h h )
k V A
C u r v a 3
0
1 0
2 0
3 0
4 0
5 0
6 0
7 0
8 0
9 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 11 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
T ie m p o (h h )
k V A
S UM A C 1 + C 2 + C 3
0
20
40
60
80
1 00
1 20
1 40
1 60
1 80
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 13 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
T ie m p o (h h )
k V A
Figura 11. Curvas de carga - Factor de diversidad
44
Tabla 4. Datos curva de carga - Factor de diversidad
TIEMPO CURVA 1 CURVA 2 CURVA 3 SUMA (hh) kVA kVA kVA kVA
1 10 15 5 30 2 10 15 5 30 3 10 15 5 30 4 10 15 20 45 5 10 15 20 45 6 20 15 30 65 7 20 15 30 65 8 20 15 30 65 9 20 40 50 110 10 20 40 50 110 11 20 40 80 140 12 20 40 80 140 13 70 40 50 160 14 70 40 50 160 15 50 40 30 120 16 50 60 30 140 17 30 60 30 120 18 30 50 10 90 19 60 50 10 120 20 60 50 10 120 21 60 50 5 115 22 10 50 5 65 23 10 5 5 20 24 10 5 5 20
Dem. Máx 70.00 60.00 80.00 160.00 Intervalo de Dem. Máx 13 – 14 16 - 17 11 – 12 13 - 14 Dem. Promedio 29.17 32.50 26.88 88.54
Demanda no coincidente = 70 kVA + 60 kVA + 80 kVA = 210 kVA
Demanda máxima diversificada del grupo = 160 kVA
Fdiv = (70 + 60 + 80) kVA / 160 kVA
Fdiv = 0,50
45
El factor de diversidad puede ser igual o mayor que la unidad: es igual a 1 cuando
todas las demandas máximas individuales ocurran simultáneamente o son
coincidentes.
2.3.19 Factor de coincidencia o de simultaneidad (Fco)
En muchos casos se prefiere emplear el inverso del factor de diversidad, el cual se
denomina factor de coincidencia. El factor de coincidencia es la relación entre la
demanda máxima diversificada del grupo y la suma de las demandas máximas
individuales.
∑=
== n
1ii esindividual máximas Demandas
grupo del adadiversific Máxima Demanda Fdiv
1 Fco
A mayor factor de coincidencia, más coincidentes en el tiempo son las demandas
máximas individuales. En lo posible se debe reducir este factor.
2.3.20 Curvas de demanda diversificada.
La demanda diversificada, es la demanda de un grupo o conjunto de cargas en un
mismo intervalo de tiempo, con base en este concepto se obtienen una serie de
curvas que indican cual es la demanda máxima por instalación dependiendo del
número de usuarios.
46
El comportamiento de las curvas sigue una ecuación inversa del tipo Y = A + B / No
Usuarios. En el eje Y se encuentran los kVA por instalación y en el eje X el número
de usuarios, de tal manera que al conocer el número de instalaciones de un sistema
cualesquiera podemos conocer los kVA/Inst. y de allí conocer los kVA totales .
Estas curvas son de gran importancia para el diseño de las redes de distribución, en
un capítulo posterior se mostrará la forma de su utilización.
Zonas de demanda
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Núm ero de usuarios
kVA
/inst
alac
ión
Clase de CargaAlta
Clase de CargaMedia
Clase de CargaBaja
Figura 12 . Curvas de demanda diversificada
*Según norma RA8-008 de Empresas Públicas de Medellín
47
2.4 EJERCICIOS DE APLICACIÓN
2.4.1 Ejercicio No 1
Tres equipos registradores se han conectado para medir tres cargas de pequeña
industria, en la siguiente tabla se muestran los resultados de un día típico de cada
una de esas muestras. Se requiere encontrar los siguientes parámetros:
a. Curva de la carga total
b. Gráficas de las curvas de carga
c. Energía de cada carga
d. Demanda no coincidente
e. Factor de diversidad
f. Factor de carga y factor de pérdidas
Tabla 5 . Curvas de carga - Ejercicio de aplicación
TIEMPO CURVA 1 CURVA 2 CURVA 3
(hh) KVA kVA kVA
1 5 15 5 2 5 15 5 3 10 15 60 4 10 15 60 5 10 15 60 6 20 15 30 7 30 15 30 8 30 15 30 9 20 40 50 10 50 40 50
48
TIEMPO CURVA 1 CURVA 2 CURVA 3
(hh) KVA kVA kVA
11 50 60 80 12 20 90 80 13 20 100 50 14 80 100 50 15 80 40 30 16 10 50 30 17 10 50 30 18 20 10 100 19 60 10 100 20 60 50 10 21 60 50 5 22 10 50 5 23 10 5 5 24 10 5 5
F.P. 0,85 0,87 0,85
a. Curva de la carga total.
Para encontrar la curva total se debe sumar punto a punto las tres cargas. La suma
es la siguiente:
TIEMPO hh 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
SUMA kVA 25 25 85 85 85 65 75 75 110 140 190 190
TIEMPO hh 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SUMA kVA 170 230 150 90 90 130 170 120 115 65 20 20
b. Graficar las cargas individuales y la suma (Carga Total)
49
Curva 1
0
20
40
60
80
100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 20 21 22 23 24
Tie m po (hh)
k V A Curva 2
0
20
40
60
80
100
120
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 21 2 2 2 3 2 4
T i e m p o ( h h )
k VA
Curva 3
0
20
40
60
80
1 00
1 20
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4
T i e m p o ( h h )
k V A SUM A C1 + C2 + C3
0
50
100
150
200
250
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 23 2 4
T i e m p o ( h h )
k VA
Figura 13. Gráficas de las curvas de carga – Ejercicio de aplicación
c. Determinar la energía que consume cada carga en un día típico.
El concepto de energía es muy claro, consiste en hallar el área bajo la curva de
carga, sin embargo se debe ser cuidadoso ya que la energía tiene unidades de kWh
y estas curvas de carga se expresan en kVA, por lo tanto es necesario realizar un
procedimiento adicional para encontrar la energía.
Es posible multiplicar punto a punto cada una de las curvas de carga por su
respectivo factor de potencia y obtener la potencia activa para cada hora, de esta
manera obtendremos tres curvas expresadas en kW.
Potencia Activa = Cos φ x Potencia Aparente
Con estas tres curvas es posible hallar el área bajo la curva.
A continuación se propone una metodología más rápida.
50
Se encuentra la demanda promedio de cada una de las tres curvas (kVA) a partir de
los datos de la tabla; se multiplica este dato por el factor de potencia, el resultado
obtenido será la demanda promedio expresada en kW, como los datos se han
tomado cada hora durante un día completo se multiplica el valor obtenido por 24
horas y el resultado es el área bajo la curva.
Energía en un día = Demanda Promedio (kW) x 24 horas
Demanda Promedio (kW) = Demanda Promedio (kVA) x Factor de Potencia
CARGA 1
CARGA 2
CARGA 3
Dem. Promedio (kVA) 28,75 36,25 40,00
Factor de Potencia 0,85 0,87 0,85
Dem. Promedio (kW)
!Especificación
de carácter
no válida
31,538 34,00
Energía (kWh) 586,5 756,9 816,0
La energía total será la sumatoria de la energía obtenida para cada una de las tres
curvas:
Energía Total (suma) = 2159,40 kWh
d. Encontrar la demanda no coincidente.
51
La demanda no coincidente se define como la suma de las demandas máximas
individuales sin importar que coincidan o no en el tiempo.
Dem. No Coincidente = 80 kVA + 100 kVA + 100 kVA = 280 kVA
e. Encontrar el factor de diversidad
grupo del adadiversific Máxima Demanda
esindividual máximas Demandas Fdiv
n
1ii∑
==
La demanda máxima diversificada de grupo es el máximo valor de la suma de las
curvas de carga.
Demanda máxima diversificada de grupo = 230 kVA
Fdiv = (80 kVA + 100 kVA + 100 kVA ) / 230 kVA = 1,217
El Factor de simultaneidad = 1 / 1,217 = 0,821
f. Encontrar el Factor de carga y el factor de pérdidas
El factor de carga se define así: Máxima Demanda
promedio Demanda Fc =
Y el factor de pérdidas se calcula a partir de la siguiente expresión:
* 2FcFcFperd ×+×= 7,03,0
52
CUADRO DE RESULTADOS
CARGA
1
CARGA
2
CARGA
3
SUMA
Dem. Promedio
(kVA)
28,75 36,25 40,00 105,00
Dem. Máxima
(kVA)
80 100 100 230
Factor de Carga 0,359 0,362 0,400 0,456
Factor de
Pérdidas*
0,198 0,201 0,232 0,283
2.4.2 Ejercicio No 2
Se instala un registrador en 20 cargas comerciales cada una con 8 kW instalados y
se obtuvo la siguiente curva de carga.
C u r va 1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 13 1 4 15 16 1 7 18 1 9 20 2 1 22 23 2 4
T ie m p o (h h )
k W
53
Se deben determinar los siguientes parámetros:
a. La energía total
b. Demanda máxima
c. Demanda promedio
d. Carga conectada
e. Factor de carga
f. Factor de demanda
g. Factor de pérdidas
a. La energía total
La energía es el área bajo la curva. Se toma cada intervalo de tiempo y se multiplica
por la potencia en kW del mismo intervalo así:
4 h x 15 kW + 5 h x 40 kW + 4 h x 20 kW + 4,5 h x 80 kW + 4,5 h x 18 kW +
2 h x 30 kW = 841 kWh
b. Demanda máxima
El valor máximo presentado en la curva de carga es de 80 kW
Dem. Máx = 80 kW
c. Demanda promedio
Dem. Promedio = 841 kWh / 24 h
Dem. Promedio = 35,04 kW
54
d. Carga conectada
Carga Conectada = 20 x 8 kW = 160 kW
e. Factor de carga
Factor Carga = Dem. Promedio / Dem. Máx
Factor Carga = 35,04 ./ 80 = 0,44
f. Factor de demanda
Factor de demanda = Dem. Máx. / Carga Conectada
Factor de demanda = 80 / 160 = 0,5
g. Factor de pérdidas
2FcFcFperd ×+×= 7,03,0
Fperd = 0,3 x 0,44 + 0,7 x 0,44 2
Fperd = 0,27
55
3 PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN
Este capítulo es un resumen de la metodología para el planeamiento de sistemas
eléctricos de distribución propuesta por el Ministerio de Minas y Energía e
Interconexión Eléctrica S.A. ISA en la cual se integró un grupo de representantes de
las empresas del sector eléctrico colombiano para obtener un manual que sirva para
unificar criterios y que sirva de guía a las empresas eléctricas para efectuar el
planeamiento de los sistemas de distribución.
3.1 ANTECEDENTES
Los sistemas eléctricos de distribución (incluida la subtransmisión), en el Sector
Eléctrico Colombiano, se caracterizan por estos dos aspectos:
− Demandan unas inversiones que son de orden comparable a las requeridas para
los planes de expansión de generación y transmisión a alta tensión.
− En ellos se presenta el mayor porcentaje de pérdidas del Sistema, siendo del
orden de las 4/5 partes del total del país en energía y en una proporción mayor
en las pérdidas de potencia.
56
A diferencia de la generación y la transmisión en alta tensión en donde existe un
planeamiento centralizado con elevado nivel tecnológico y concertado con las
empresas responsables de su desarrollo, en los sistemas de distribución el
planeamiento es disperso, con muy diferentes grados de desarrollo y dependiente de
la orientación y criterios de cada empresa distribuidora de energía que en el país
suman alrededor de treinta hasta 1.992.
El planeamiento de sistemas de distribución de energía eléctrica es una actividad en
la cual el principal objetivo es adecuar bajo el criterio de eficiencia económica, el
sistema eléctrico propiamente dicho y el sistema de soporte (vehículos, personal,
etc.) con los crecimientos futuros de la demanda, garantizando un suministro de
energía eléctrica con unos niveles de confiabilidad y calidad determinados.
Existen diversos aspectos inherentes a los sistemas de distribución que complican el
proceso de planeamiento, entre los cuales se podrían mencionar los siguientes:
− Se presenta siempre una diferencia entre densidades de cargas, naturaleza de
éstas y topografía que no permiten aplicar económicamente un mismo criterio de
planeamiento.
− Se debe elaborar un diseño que sea flexible, permitiendo ampliaciones o
modificaciones futuras que no den lugar a gastos excesivos.
57
− La elección de alternativas se dificulta ante la multiplicidad de situaciones y la
interrelación económica entre los diversos elementos del sistema.
− Las mismas características de este subsistema obligan a disponer de un volumen
muy alto de información.
ETAPAS DEL PLANEAMIENTO DESISTEMAS ELECTRICOS DE DISTRIBUCION
CRITERIOS DEPLANEAMIENTO
INVESTIGACIONDEL SISTEMA
PROTECCION DE LA DEMANDA
- GRANDES CIUDADES - CIUDADES INTERMEDIAS - PEQUEÑAS CIUDADES Y ZONA RURAL
PLAN DE EXPANSION
- GENERACION
- TRANSMISION
- SUBTRANSMISION
PLAN DE EXPANSION
- SUBESTACIONES
- DISTRIBUCION PRIMARIA
- ESTIMATIVOS PARA LA RED SECUNDARIA
PROGRAMA DE INVERSIONES
EVALUACION SOCIOECONOMICA Y FINANCIERA
PROYECCION DE LADEMANDA
Figura 14. Etapas del planeamiento de un sistema de distribución
58
3.2 INVESTIGACION DEL SISTEMA
El objetivo de una investigación del sistema dentro del proceso de planeamiento de
distribución es conocer las características técnicas y generales del sistema eléctrico
atendido por la empresa, de tal forma que permitan analizar e identificar
adecuadamente las necesidades de expansión del sistema.
3.2.1 inventario del sistema
Comprende el levantamiento físico del sistema de subtransmisión y distribución que
incluye líneas, subestaciones, red primaria, red secundaria, así como los predios
urbanos y rurales propios de la entidad. También en este paso se investigan las
características generales de los sistemas de generación y transmisión que tienen
una influencia directa en el área de estudio, como plantas de generación y las líneas
y subestaciones en las fronteras de la zona atendida por la empresa.
3.2.1.1 Sistema de generación
Consiste en hacer una descripción técnica muy general sobre las plantas de
generación y que se resumen en los siguientes aspectos:
− Localización
− Tipo (hidráulica, térmica, etc.)
− Tensión nominal
59
− Potencia nominal y efectiva
− Confiabilidad
En algunos casos, las plantas están conectadas directamente al sistema de
distribución, por lo cual se hace necesario tener mayor detalle en la información de
éstas referente a las impedancias de ella y del transformador de acoplamiento a la
barra de medida tensión.
3.2.1.2 Sistema de transmisión
Es utilizado para transportar grandes bloques de energía desde un nodo de envío
hacia otro de recepción, los cuales corresponden a centros de generación, mercados
o empresas.
El inventario que se reúne, comprende información general sobre líneas y
subestaciones.
− Nivel de tensión
− Longitud
− Subestaciones que interconecta
− Número de circuitos
− Diagrama unifilar del sistema de transmisión
− Calibre y tipo del conductor
− Localización de la subestación
− Capacidad de la subestación
60
− Configuración y número de unidades de transformación
− Diagrama unifilar de la subestación
3.2.1.3 Sistema de Subtransmisión
Es el conjunto de elementos eléctricos que permiten llevar bloques de energía desde
un nodo de envío hacia otro de recepción dentro de un mismo mercado o empresa.
La información que se levanta para las líneas es un poco más detallada que para
líneas de transmisión:
− Niveles de tensión
− Longitud
− Subestaciones que interconecta
− Número de circuitos
− Calibre, material y configuración de los conductores por tramo
− Calibre, material y número de cables de guarda.
− Tipo y clase de aislamiento.
− Diagrama unifilar del sistema de subtransmisión.
Las subestaciones de subtransmisión corresponden topológicamente a nodos de
empalme con el sistema de distribución por lo cual el levantamiento de información
es más amplio:
− Localización
− Niveles de tensión
61
− Capacidad de transformación
− Características eléctricas de los transformadores de potencia
− Líneas de subtransmisión asociadas
− Diagrama unifilar
3.2.1.4 Sistema de distribución
El inventario que se debe hacer para el sistema de distribución es más exhaustivo
que para los otros sistemas funcionales (generación, transmisión y subtransmisión) y
reúne información sobre subestaciones, distribución primaria y distribución
secundaria, esta última conformada por los transformadores de distribución y la red
secundaria.
3.2.1.4.1 Subestaciones
Es el centro de transformación que alimenta la distribución primaria. Para cada una
de ellas se recopila la siguiente información:
− Localización
− Capacidad total y posibilidades de ampliación
− Potencia firme de la subestación
− Niveles de tensión
− Año de puesta en operación
− Número y clasificación de módulos
− Cantidad y características de las celdas de distribución
62
− Reconectadores
− Compensación reactiva
− Transformadores de potencia indicando sus características
− Esquema de suplencia entre transformadores
− Interruptores y sus características
− Seccionadores y sus características
− Pararrayos y sus características
− Transformadores de medida y sus características
− Otros equipos de patio, tales como: trampas de onda, barrajes, aisladores, etc.
− Protecciones, clase y características de los relés
− Aparatos de control y medida y sus características
− Servicios auxiliares
− Equipos de comunicación
− Diagrama unifilar
3.2.1.4.2 Distribución Primaria
Conformada por todos los elementos que permiten llevar energía desde una
subestación hasta el lado de alta tensión de los transformadores de distribución.
El levantamiento de las características de la distribución primaria contempla los
siguientes puntos para cada circuito.
− Niveles de tensión
− Tipo de red (aérea o subterránea)
63
− Codificación de postes, tipo de estructura y localización
− Características físicas de la canalización subterránea
− Subestaciones a la que pertenece y módulo
− Calibre de salida y material
− Estado normal del interruptor de salida (abierto-cerrado)
− Características eléctricas del interruptor (corriente nominal, corriente de corto,
etc)
− Distancias de tramos entre postes o cámaras de inspección y longitud total
− Cantidad y características de las celdas de distribución
− Topología
− Calibres por tramo y material
− Características eléctricas de conductores, número de fases
− Equipo conectado (transformadores, seccionadores, bancos de condensadores),
localización y características.
− Estado normal (abierto-cerrado) del equipo conectado
3.2.1.4.3 Distribución secundaria
Esta conformada por todos los elementos que permiten llevar energía desde el lado
de alta tensión de los transformadores de distribución hasta el equipo del usuario
inclusive, esto es, transformadores y red secundaria.
64
3.2.1.4.3.1 Red secundaria
Representada por elementos necesarios para llevar la energía desde los bornes de
baja tensión de los transformadores de distribución hasta el equipo de medida del
usuario inclusive. En el levantamiento de la información se incluyen los siguientes
aspectos:
− Niveles de tensión
− Tipo de red (aérea o subterránea)
− Características de los conductores por tramo
− Longitud por tramos
− Topología
− Tipo de estructuras y localización
− Características de canalizaciones
− Identificación de cargas conectadas
− Alumbrado y características
− Transformador que alimenta el ramal.
Esta información se presenta generalmente en planos elaborados a escala
normalizada o directamente en bases de datos.
Con respecto a los clientes, se deben conocer:
− Dirección
− Transformador de distribución que lo alimenta
− Apoyo (poste o cámara de inspección) al cual está conectado
65
− Tipo de conexión (trifásico - monofásico)
− Zona geográfica (microárea o morfología) a la que pertenece
− Clase de carga a la que pertenece (residencial, comercial, etc.)
3.2.1.4.3.2 Transformadores
La información referente a cada transformador de distribución, cubre los siguientes
aspectos:
− Identificación (codificación)
− Ubicación geográfica (coordenadas o dirección)
− Circuito primario
− Fases
− Capacidad
− Años de fabricación o reparación e instalación
− Usuarios a los que alimenta (número e identificación)
− Características eléctricas (impedancias, relación de transformación, pérdidas sin
carga y con carga, aislamiento)
− Carga de alumbrado público que alimenta (número de luminarias y potencia total)
− Tensión primaria y secundaria (doble o sencilla) y taps
− Protecciones
− Montado en poste o en subestación
66
3.2.2 Descripción del mercado
La descripción del mercado investiga las características de los usuarios, evaluación
de consumos de energía, estructura tarifaría, estratificación y cobertura. También es
importante conocer la evolución histórica del mercado en aspectos como número de
usuarios, carga máxima, curvas de carga diaria de consumidores, factores de
demanda, carga, pérdidas y diversidad, etc.
Clasificación de los usuarios:
− Sector Residencial
− Sector Industrial
− Sector Comercial
− Sector Oficial
− Sector Alumbrado Público
− Otros
Adicionalmente se tienen divisiones para las clases de carga. Las más conocidas
son las aplicadas a la carga residencial, las cuales se conocen actualmente bajo la
denominación de estratos socioeconómicos:
− Estrato 6 (Alto)
− Estrato 5 (Medio-alto)
− Estrato 4 (Medio-medio)
− Estrato 3 (Medio-bajo)
− Estrato 2 (Bajo)
− Estrato 1 (Bajo-bajo)
67
Para la clasificación de los usuarios no residenciales se consideran el nivel de
tensión al cual están conectados y su actividad económica. Los usuarios industriales
se pueden determinar teniendo en cuenta la clasificación dada por el CIU
(Clasificación Internacional Industrial de actividades económicas Uniforme) la cual
los agrupa en nueve clases:
− Alimentos, bebidas y tabacos
− Textiles, confección de calzado y cuero
− Maderas y muebles
− Papel e imprentas
− Sustancias químicas industriales
− Cemento, vidrio y cerámicas
− Hierro, acero, minerales no ferrosos
− Maquinaria y equipos
− Otros
De igual forma se puede clasificar los usuarios comerciales por actividad económica
desarrollada. Los usuarios oficiales incluyen las entidades oficiales de orden
nacional, departamental y municipal.
El sector alumbrado público comprende la energía empleada para el alumbrado en
calles, avenidas, parques, etc.
68
En el sector "Otros" se incluyen las ventas en bloque a otras entidades del sector
eléctrico y los consumos propios de las compañías prestadoras del servicio.
3.2.2.1 Consumos de energía
El comportamiento del consumo de energía es el que define cómo se debe adecuar
el sistema eléctrico para poder atender los diferentes tipos de usuarios. Este
comportamiento se puede analizar para diferentes niveles o agrupaciones de carga
como subestaciones, alimentadores, transformadores de distribución o el usuario
mismo.
Al nivel de las subestaciones, la información típica que se reúne es la siguiente:
− Demanda máxima en kVA, discriminada por barrajes y transformador
− Factor de carga
− Tensión en cada barraje
− Factor de potencia
− Cantidad y causas de fallas en circuitos y equipos
− Curvas de carga
− Factor de demanda
− Factor de pérdidas
Generalmente se tienen también sobre la diversidad de la carga entre
subestaciones.
69
3.2.3 Información complementaria
Es de tipo general, generalmente trata aspectos como manejo de costos,
reglamentación del servicio, normalización del equipo empleado por la empresa,
dimensionamiento y configuraciones utilizadas para las redes y horizonte de los
estudios.
3.3 ¿QUÉ ES EL DSM? (DEMAND SIDE MANAGMENT)
El Manejo o Gestión de la carga es el conjunto de actividades que llevan a cabo las
empresas con el fin de modificar la curva de carga del sistema. Estas actividades se
agrupan en dos categorías, las que realizan un manejo directo de la carga
(interruptores de tiempo, limitaciones de carga, controladores de demanda lógicos
programables, contadores con prepago y el manejo remoto) y aquellas que hacen un
manejo indirecto de la carga eléctrica como políticas de precios, sustitución de
electricidad y programas de conservación y ahorro.
El plan de gestión de la demanda (DSM) incluye todas aquellas actividades dirigidas
a mejorar la eficiencia y costo del uso de la energía
Los beneficios que traen estos programas son múltiples, entre ellos:
− Disminución de costos de operación y requerimientos de capacidad instalada.
− Un mejor aprovechamiento de las plantas de carga base y por ende una
reducción en los costos medios de suministro.
70
Las actividades que tenga planeadas realizar la empresa con relación al manejo de
la carga se consideran directamente en los procesos de proyección de demanda si
hay certeza de su ejecución o se plantea como cualquier alternativa de expansión
evaluándola técnica y económicamente, a partir de las proyecciones de demanda
que resulten de tener o no, Gestión de la carga eléctrica.
La evaluación en la proyección de demanda se hace con base en una
caracterización de la carga que describa para cada sector de consumo o clase de
carga sus curvas de carga diaria, mensual y anual típicas con sus correspondientes
factores de carga, diversidad y demanda.
Para el estado actual, la labor se fundamenta en tomar medidas a las redes de
distribución mediante un procedimiento de muestreo, teniendo como unidad de la
muestra, el conjunto conformado por un transformador, su red de distribución y los
usuarios conectados a la misma. Se evalúa el tamaño de la muestra de tal manera
que su confiabilidad sea superior al 95% para cada uno de los sectores acordados
en este estudio y establecidos por el DANE.
Para cada conjunto la investigación se divide en tres aspectos fundamentales a
saber:
− Inventario de carga instalada por usuario, mediante la elaboración de un censo
de carga.
71
− Mediciones dentro de la red de baja tensión y en diferentes puntos, con la
utilización de equipos de medición y registro. Se toman lecturas de corriente y
tensión en las derivaciones de los usuarios, con la ayuda de pinzas
voltiamperimétricas, tendientes a complementar la información obtenida de los
equipos registradores de medición continua.
− Verificación de consumo con los archivos de facturación para los usuarios de
cada conjunto.
3.3.1 Estructura tarifaría
Es la forma como se realiza el cobro del servicio de energía eléctrica y la descripción
de los diferentes factores que intervienen en la fijación de las tarifas para los
diferentes tipos de usuarios.
La estructura es el esquema establecido para identificar los procedimientos y
factores que intervienen en la definición de las tarifas del servicio de energía eléctrica
aplicadas a los diferentes tipos de usuarios.
Algunos de los factores con mayor incidencia en clasificación y fijación de las tarifas
son:
− Sector socioeconómico del usuario y utilización de la energía
− Estratificación
− Medición. (Sin contador, con contador, etc.)
− Características de consumo (tarifa sencilla, doble, etc.)
− Tipo de carga (activa, reactiva)
72
− Disponibilidad de potencia (carga contratada)
− Nivel de tensión.
Actualmente la estructura tarifaría que se aplica al sector eléctrico colombiano está
regida por la Junta Nacional de tarifas de Servicios Públicos como organismo
regulatorio en estos aspectos.
3.3.2 Cobertura
Representa el alcance de la entidad en el suministro del servicio de energía dentro
del área de influencia que atiende (urbano y rural) y las ventas en bloque a otras
empresas del sector.
La investigación sobre el crecimiento del área de influencia se adelanta con
entidades oficiales y privadas tales como Municipio, Departamento Administrativo
Nacional de Estadísticas (DANE), la Asociación Nacional de Industriales (ANDI), la
Cámara Colombiana de la Construcción (CAMACOL), etc.
3.4 PROYECCION DE LA DEMANDA
La estimación del crecimiento de la carga constituye un aspecto básico en
planeación de sistemas de distribución debido a que es punto de partida para la
elaboración de planes de expansión.
73
Los modelos para estimar el crecimiento de la carga se dividen en dos grandes
grupos: proyección global de demanda (utilizados para el planeamiento de los
sistemas de generación y transmisión) y proyección de demanda por pequeñas
áreas, los cuales se aplican a los sistemas de distribución.
La predicción de la carga además de indicar su tamaño, debe predecir con suficiente
detalle su localización, con el fin de dotar al planificador de sólidos criterios en la
toma de decisiones relacionadas con la ubicación y diseño de subestaciones y
alimentadores.
3.4.1 Proyección de la demanda en grandes ciudades
El desarrollo de este capítulo está basado en modelos prácticos actualmente
utilizados o en plan de implementación por parte de las empresas de energía que
atienden las ciudades de mayor tamaño del país.
Aunque existen numerosos modelos explicados en la literatura técnica sobre este
tema, la presente metodología toma únicamente aquellos que entregando buenos
resultados sean lo más simple posible y por ende de una implementación más
sencilla.
Se determina el área de estudio a partir de un marco de referencia definido por la
empresa de energía, luego se hace una división de ésta, conformando una
74
cuadrícula de pequeños cuadrados de 25 ha. El objetivo es encontrar los centros de
carga (demanda concentrada en forma puntual en el centro de cada microárea), los
cuales con buena aproximación resuelven el problema de determinar la localización
de la demanda. La magnitud de la carga se soluciona para cada microárea
estableciendo las tendencias de crecimiento de los diferentes tipos de consumidores
en cada pequeña área, utilizando para ello ecuaciones matemáticas ajustadas al
comportamiento histórico de la demanda y a parámetros econométricos de
crecimiento
La metodología, se ilustra en forma esquemática en la Figura 15.
3.4.1.1 Definición del marco de referencia
En este paso se establecen todas aquellas condiciones, suposiciones y
características generales asociadas al estudio de la carga actual y futura del área de
trabajo, y al mismo sistema eléctrico, las cuales en último término determinan el
alcance del estudio de proyección de demanda.
Para el caso de proyección de demanda para grandes ciudades es de uso común
considerar los siguientes aspectos:
− La empresa tiene claramente definida su área de cobertura del servicio.
− El tamaño del área de estudio amerita un tratamiento con metodología apropiada
para grandes ciudades.
− Se dispone de un nivel adecuado de información.
75
MAR CO DE REFEREN CIA
SELEC CION DEL A REA DE ESTUDIO
ESTUD IO D E TENDENC IAS PA RA C ADA ABC
SEGUIMIENTO D E LA DEMA NDA
D IVISION DEL A REA DE ESTUD IO ENA REAS BASICA S D E CARGA (ABC)
DEFINICION DEL HORIZON TE DEPLANEAM IENTO ( LP Y MP )
DEFIN IC ION Y RECOLECC IONDE LA INFOR MA CION
PROYECC ION DE DEMA NDA D EPOTEN CIA LOC ALIZA DA
CON FRON TAC ION CON LA SPROYECCIONES GLOBA LES
Figura 15. Proyección de la demanda en grandes ciudades
76
3.4.1.2 Selección del Area de Estudio
En este paso se determina el área a la cual se le efectuará la estimación de carga
(magnitud y localización). Esta área de estudio puede corresponder territorialmente
a un municipio o a un conjunto de municipios (zona metropolitana) que debido a
ciertas características definidas dentro del marco de referencia (por ejemplo:
situación geográfica, tipos de carga, tasa de crecimiento semejante, etc.) se les
realiza en forma agrupada la proyección de demanda.
3.4.1.3 División del área de estudio
Debido a que en los sistemas de distribución la localización de la demanda es un
factor decisivo para elaborar la planeación del sistema eléctrico, se debe dividir el
área de estudio en otras menores que faciliten el proceso.
La división que se realice debe cumplir con dos compromisos:
− Debe dar un nivel de resolución lo suficientemente grande que permita cumplir el
segundo requerimiento de una proyección de demanda que es su localización.
− No debe conducir a áreas tan pequeñas que dificulte extremadamente la
consecución y el manejo de la información.
77
La metodología clásica para grandes ciudades establece que esta división sea en
celdas cuadradas de 25 hectáreas (500 m x 500 m), las cuales son conocidas con el
nombre de ABC o BLA (Areas Básicas de Carga).
Los contornos de estas pequeñas áreas son paralelos a las coordenadas
geográficas Norte - Sur Oriente - Occidente. La identificación de cada ABC se hace
por medio del par ordenado de menor valor de uno de sus vértices, de acuerdo con
la cartografía elaborada por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi.
El tamaño uniforme de estas pequeñas áreas trae múltiples ventajas relacionadas
principalmente con los procesos de recolección de información, sistematización y
precisión de resultados.
3.4.1.4 Definición del horizonte de planeamiento
Este paso es importante porque establece en parte el alcance del estudio y sus
consecuentes necesidades en el nivel de información.
78
Las empresas de servicio eléctrico acostumbran dividir el estudio de la planeación
del sistema en dos horizontes: Mediano plazo y Largo Plazo.
En el primero se determinan las obras necesarias para atender el crecimiento de la
demanda durante dicho período (Típicamente entre 5 y 10 años) y en el segundo, de
carácter estratégico, se determina en forma global las tendencias de crecimiento del
sistema (entre 10 y 20 años), las cuales pueden afectar el esquema organizacional
de la empresa.
Cabe notar que el reglamento de distribución de energía eléctrica, resolución 070 de
mayo de 1.998 establece en el numeral 3.4.1 los horizontes de planeación. A
continuación se muestran los diferentes horizontes determinados por cada operador
de red según sus criterios técnicos
Tabla 6 . Horizontes de planeamiento
PERIODOS DE TIEMPO CONSIDERADOS PARA LOS HORIZONTES DE
PLANEAMIENTO
EMPRESA LARGO PLAZO MEDIANO PLAZO CORTO PLAZO
EEB
EEPPM
CVC
EMCALI
CORELCA
10
20
8
10
10 a 15
5 a 10
10
4
5
5 a 10
0 a 5
5
2
0 a 5
79
PERIODOS DE TIEMPO CONSIDERADOS PARA LOS HORIZONTES DE
PLANEAMIENTO
EMPRESA LARGO PLAZO MEDIANO PLAZO CORTO PLAZO
ELECTRANTA
CHEC
CELGAC
ESSA
15
15
10
10
10
10
5 a 10
5
6
0 a 5
3.4.1.5 Definición y Recolección de la Información
Este paso está estrechamente ligado con el modelo y grado de sofisticación y detalle
con el cual se desean los resultados de la proyección de demanda. Sin embargo
esta decisión concierne finalmente con el criterio del planificador del sistema, quien
considera el peso que ejercen los diferentes factores y variables que afectan la
estimación del crecimiento de la carga.
Los datos que a continuación se describen, algunos imprescindibles, otros no,
requieren de una revisión continua y consecuente de actualización. La consecución
tradicional y más precisa de parte de esta información es por medio de mediciones,
estadísticas de facturación y registros de licencias de instalaciones.
80
3.4.1.5.1 Características geográficas
Este tipo de información define las características generales y físicas de cada ABC a
partir de información global del área de estudio previamente definida y conseguida
por levantamiento topográfico de la zona y de bases cartográficas (elaboradas
usualmente por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi - IGAC-). Con base en ésta
se les asignan las coordenadas a cada ABC específica.
Debido a que es recomendable que esta metodología se encuentre sistematizada, la
información puede almacenarse en bases de datos elaboradas a partir de la
digitalización de los planos.
3.4.1.5.2 Usuarios cubiertos por una ABC específica
Esta información cubre todos los datos acerca de usuarios ubicados dentro de una
ABC específica.
La información básica es la siguiente:
− Clase de carga a la cual pertenece el usuario.
− Estrato en que se ubica el usuario para dicha clase de carga si es residencial.
El resultado que se obtiene es el número de usuarios por clase de carga y estrato
socioeconómico.
La manera más práctica de obtener esta información es utilizando el sistema de
facturación de la empresa mediante un cruce de datos del código de la ABC y el
código del usuario, procedimiento fácilmente sistematizable.
81
3.4.1.5.3 Características de la carga
La información sobre la carga (consumos medios, curvas de carga, etc.) es
fundamental para evaluar la demanda actual y las tendencias de crecimiento en una
ABC.
Los requisitos de información dependen directamente del modelo asumido para el
crecimiento de la demanda y del grado de precisión deseado para los resultados.
La información fundamental comprende los siguientes aspectos:
− Curvas de carga características para cada clase de carga y estrato
socioeconómico de consumo.
− Demanda promedio por usuario y por clase de carga
− Capacidad instalada (para consumos no residenciales)
− Cargas especiales (tienen un comportamiento puntual en la ABC)
− Historia de consumos de energía y potencia de los usuarios
− Factores de conversión de energía (Factor de estacionalidad - FQ-, Factor de
potencia -FP-, etc)
3.4.1.5.4 Características del uso del suelo
En este tipo se reúne información y estimaciones futuras de la utilización que se ha
dado o se dará a los terrenos de una ABC específica, además de otras
características que afectan o pueden afectar la localización de nuevos usuarios
82
como sistemas de transporte, políticas municipales de urbanización, límites
geográficos, factores de re - densificación en áreas saturadas, etc.
3.4.1.6 Determinación de tendencias para cada ABC
Los métodos de proyección de demanda por pequeñas áreas son los más
adecuados para utilizar en la planeación de los sistemas de distribución de grandes
ciudades porque manejan en forma desagregada las dos causas de crecimiento de
la demanda.
− Cambios en número y localización de consumidores que regulan la distribución
geográfica de la carga eléctrica.
− Cambios en el uso de la energía por consumidores que regulan la magnitud de la
carga.
La determinación de tendencias de crecimiento en cada ABC se elabora con base en
la síntesis de la información histórica de ellas al desarrollar la combinación de las
tendencias de crecimiento individual para cada clase de carga presentes en el ABC.
3.4.1.7 Seguimiento de la Demanda
El objetivo de esta etapa tiene dos aspectos a considerar:
− Mantener un seguimiento continuo de la magnitud y localización geográfica del
consumo de energía y la demanda máxima de potencia, que permite hacer los
83
correctivos a los planes de expansión que se derivan de una proyección de
demanda.
− Crear o mantener una base histórica de tendencias de crecimiento de usuarios,
consumos de energía y demanda máxima de potencia por clase de carga para
cada ABC, así como la evolución de la curva de carga para estas.
3.4.2 Proyección de demanda para ciudades intermedias
La metodología que se presenta es de utilidad para empresas de energía que
prestan el servicio a ciudades de mediano tamaño y que no disponen de otros
procedimientos técnicamente tan complejos como el aplicado en grandes ciudades.
El derrotero seguido es similar al de Grandes Ciudades, sin embargo, tiene implícitas
simplificaciones para facilitar el proceso, que alteran la precisión de los resultados.
La información básica es la proyección global de demanda del mercado o región
para el año base y el año horizonte, efectuada utilizando modelos econométricos. La
demanda se desagrega para el municipio y como paso final por microáreas, es decir,
se parte del nivel superior para ir a uno inferior.
La otra gran diferencia con la metodología de grandes Ciudades es la determinación
de las tendencias de crecimiento de la carga en cada microárea, debido a que esta
metodología asume siempre un crecimiento geométrico y por ello se realiza el
procedimiento solamente para los años frontera.
84
3.4.3 Proyección de demanda para pequeñas ciudades y sector rural
La principal dificultad que se ha encontrado para aplicar los modelos más
sofisticados de proyección de demanda de energía eléctrica a municipios
considerados pequeños y a sector rural, es la falta de la información necesaria para
alimentar dichos modelos.
Se debe tener en cuenta que la sola existencia de la información requerida por un
modelo no es razón suficiente para aplicarlo, hay que considerar otros factores como
son el costo del modelo, la precisión que se requiere del pronóstico, el tiempo de
alimentación del modelo, etc. Estos factores de costos, precisión t dificultad son
decisivos para la elección del modelo, sobre todo para pequeños municipios y sector
rural.
La metodología que se expone en este capítulo tiene resolución hasta el nivel de
usuario, sirviendo de base para posteriormente planificar y diseñar la red secundaria,
el transformador de distribución y la distribución primaria. De igual forma, se podrán
determinar las necesidades en subtransmisión para la zona de estudio.
3.4.3.1 Características de la zona de estudio
La mayoría de los municipios colombianos están enmarcados dentro la tipificación de
pequeños municipios. De ahí la importancia de unificar una metodología de
85
proyección de demanda de energía eléctrica para ese tipo de localidades, pues los
mayores desarrollos en este campo se han centrado en las grandes ciudades.
Algunas de las características que puede tener la zona de estudio son:
− Tener menos de 25.000 habitantes por cabecera municipal.
− Con menos de 100 transformadores de distribución urbanos
− Con dos o tres circuitos primarios urbanos
− Con un predominio del sector residencial, con un escaso comercio y con un
sector industrial limitado casi a procesos artesanales.
− Cuentan con un precario planeamiento urbano y rural.
− En la mayoría de las veces los circuitos primarios rurales son una prolongación
de los circuitos primarios urbanos y viceversa.
− La expansión de la red eléctrica ha sido el resultado del mantenimiento más que
de un planeamiento.
Se supone que el área de estudio durante el período de planeamiento no tenga un
gran desarrollo, de tal manera que se pueda seguir aplicando el modelo propuesto y
no haya necesidad de recurrir a otra metodología de proyección de demanda.
3.4.3.2 Proyección de la demanda
La información básica son los registros históricos de facturación del área de estudio,
desagregados por sectores de consumo.
86
La proyección se adelanta por medio de un modelo de tendencia. Para determinar
las tasas de crecimiento normal de la demanda, por crecimiento vegetativo y entrada
normal de nuevos usuarios, se depura la serie histórica sin tener en cuenta la
entrada de bloques considerables de usuarios o cargas especiales grandes.
Esta parte de la demanda no considerada, se incorpora posteriormente en la
proyección global con las tasas de crecimiento encontradas en forma puntual para
las cargas especiales.
En un siguiente paso, las proyecciones de demanda se ajustan con los estimativos
de pérdidas que se tengan para obtener una proyección de demanda real.
3.4.3.3 Proyección del número de usuarios
Para determinar el número de usuarios a servir se pueden adoptar dos métodos: con
una investigación del mercado urbano y rural del servicio de energía eléctrica o por
tendencia.
3.5 CRITERIOS DE PLANEAMIENTO
En la formulación del Plan de Expansión, el planificador se encuentra con
limitaciones de tipo técnico en los componentes del sistema y con requerimientos de
calidad asociados al servicio. Estas limitaciones conllevan a adoptar unos criterios
87
representados por restricciones de carácter técnico, que garanticen la operación del
sistema desde un punto de vista seguro, confiable y con calidad. Desde el punto de
vista económico se establece el criterio de mínimo costo eficiente que considera los
niveles de pérdidas como una de las variables de la función objetivo.
En términos generales, ligados a las limitaciones técnicas de las componentes se
definen los niveles de tensión y sus fluctuaciones permisibles, las cargabilidades
máximas de las redes y transformadores y los niveles de cortocircuito aceptados.
En cuanto a los requerimientos de calidad se adoptan los criterios de regulación de
tensión y la confiabilidad del servicio como parámetros que permitan cuantificarla. A
continuación se hace una descripción de los criterios utilizados en planeamiento y al
final del capítulo se muestra la Tabla 4 que contiene los valores empleados por
diferentes empresas de distribución de energía.
La unificación de criterios entre empresas es un estado conveniente al cual debe
procurarse llegar como un elemento adicional en la búsqueda de la eficiencia.
3.5.1 Nivel de tensión
Dependiendo de las características físicas de cada sistema y los requerimientos de
calidad, se determinan los niveles óptimos de tensión nominal tanto para la
distribución primaria, como para la distribución secundaria.
88
3.5.2 Regulación
La regulación está relacionada con los límites de tensión que garantizan un
funcionamiento adecuado de los equipos ajustados a los niveles de calidad
requeridos por el usuario en condiciones de operación normal. Así mismo deben
establecerse los límites permisibles durante condiciones de emergencia para los
elementos principales del sistema de distribución.
3.5.3 Cargabilidad
La cargabilidad es la potencia máxima que pueden soportar los equipos eléctricos y
que usualmente se especifica como un porcentaje de la capacidad nominal de éstos.
Los límites que se adoptan, que tienen en cuenta condiciones ambientales y
características de funcionamiento de los elementos del sistema eléctrico, buscan
evitar la pérdida de vida útil de éstos para cualquier condición normal de operación
del sistema.
Para condiciones de emergencia producidas por situaciones de contingencia, se
admiten sacrificios moderados de vida útil bajo el supuesto de que dichas
condiciones no permanecen durante períodos de tiempo prolongados.
En condiciones normales de operación, el límite de cargabilidad asignado a los
transformadores de potencia está dominado prácticamente por el margen de
seguridad que debe dejarse para permitir posibles transferencias de carga entre
89
ellos. Para condiciones de emergencia, los límites de cargabilidad son función de la
capacidad máxima de transformación de éstos, lo cual depende entre otros, de los
siguientes factores: temperatura de los devanados y del aceite, la clase de
refrigeración, del período de carga máxima y de las características de las
conexiones.
La cargabilidad de los transformadores de distribución está relacionada bajo dos
aspectos, uno desde el punto de vista térmico y otro por lo económico. El criterio de
cargabilidad térmica está ligado con las características dieléctricas de los aislantes,
pérdida de vida útil tolerada, etc. EL segundo aspecto está asociado con parámetros
económicos (inversión y pérdidas) que inciden en la selección de los
transformadores, dependiendo de la carga a manejar, aspectos que son tratados
ampliamente en modelos de manejo de carga en transformadores.
En el caso de las líneas, para determinar la cargabilidad se debe tener en cuenta
consideraciones de tipo económico (costos de inversión y costos de pérdidas) y las
posibilidades de transferencia de carga de tal forma que bajo condiciones de
emergencia puedan tomar toda su carga más parte de un circuito adyacente. La
cargabilidad normalmente está dada en MVA o en porcentaje de la capacidad
térmica del conductor.
90
3.5.4 Nivel de cortocircuito
Es el valor máximo de la corriente de corto que se admite para el sistema. El criterio
establece diferentes valores dependiendo del nivel de tensión de diseño en el que
operan los elementos del sistema eléctrico.
Las corrientes de cortocircuito deben limitarse a valores que tengan en cuenta el
dimensionamiento de los elementos conectados a la red, evitando con esto su
destrucción.
La selección de los niveles de corto admisibles depende de las mismas
características eléctricas del sistema, buscando optimizarlo desde el punto de vista
técnico-económico
3.5.5 Confiabilidad
La confiabilidad es la probabilidad de que un sistema o un equipo cumpla sus
objetivos adecuadamente durante un período determinado de tiempo y bajo unas
condiciones dadas de operación.
La esperanza para un usuario de disponer de un servicio continuo depende
básicamente de las características físicas eléctrico y de las condiciones de operación
del mismo, que dependen de los mismos consumos, factores climáticos,
infraestructura existente, etc. Este nivel de confiabilidad debe responder a un
compromiso entre las capacidades económicas de las partes involucradas, empresa
y usuario.
91
Usualmente la confiabilidad se expresa por medio de índices numéricos que
describen la continuidad del servicio para el usuario. Estos índices se calculan a
partir de valores históricos o estadísticas sobre tasas de falla y tiempos de
reparación de los diferentes elementos que conforman el sistema de distribución,
considerando lógicamente las características y configuración de la red.
Los índices de confiabilidad utilizados en distribución se agrupan bajo dos
categorías: orientados al consumidor y orientados a la carga. EN el primer caso se
pueden citar el FEC (Frecuencia Equivalente de interrupción por Consumidor) y el
DEC (Duraci
ón Equivalente de interrupción por Consumidor).
Cs
Ca(i)t(i)DEC
n
1i∑
==Cs
Ca(i)FEC
n
1i∑
==
Donde:
Ca(i): Número de consumidores que quedan sin servicio en la interrupción i.
t(i): Tiempo que dura la interrupción.
Cs: Número total de consumidores del sistema.
n: Número de interrupciones.
92
La confiabilidad del sistema se ve altamente favorecida cuando existe posibilidad de
hacer transferencias de carga entre alimentadores y cuando el alimentador se diseña
con varios tramos conectados entre si mediante seccionadores. En el primer paso
los consumidores sometidos a la interrupción pueden ser servidos de alimentadores
adyacentes que dispongan de capacidad extra para atener el incremento de la
carga.
Estos índices de confiabilidad están reglamentados en el punto 6.3.2 del reglamento
de distribución de energía eléctrica, resolución 070/98 de la Comisión de Regulación
de Energía y Gas (CREG)
El segundo aspecto busca evitar que la totalidad de los usuarios atendidos por un
mismos alimentador queden sin servicio al desconectar solamente el tramo fallado,
en este caso los usuarios asociados estarían sometidos a una desconexión durante
todo el tiempo de restablecimiento, mientras que los usuarios restantes lo estarían
únicamente durante el tiempo de localización de la falla.
Los criterios de confiabilidad respecto a configuración de la red condicionan la
necesidad de transferencias de carga entre alimentadores y un número mínimo de
seccionadores por alimentador o por unidad de longitud de éstos.
A pesar de que existe conciencia dentro de las empresas de energía del país acerca
de la importancia de involucra criterios de confiabilidad en el planeamiento de los
93
sistemas de distribución, todavía no existe normatividad sobre índices que tienen
que evaluarse, así como sus respectivos valores.
3.5.6 Pérdidas
Debido a los costos cada vez más crecientes de la energía eléctrica y considerando
que las pérdidas en el sistema de distribución inciden en el aumento de capacidad
de generación para suplirlas, es necesario involucrar el costo de éstas dentro del
proceso de planeamiento de los sistemas eléctricos.
Cada empresa definirá sus niveles de pérdidas de acuerdo con los análisis
beneficio/costo propios para su sistema.
3.5.7 Criterios de planeamiento
En la siguiente tabla se resumen algunos criterios de planeamiento utilizados por
distintos operadores de red.
Notas de la tabla:
(1) Valores aplicables a distribución rural
(2) Regulación correspondiente a transformadores trifásicos
(3) Cargabilidad máxima para aquellos casos en los que existen dos unidades de
transformación por subestación
(4) Cargabilidad máxima para aquellos casos en los que existen tres unidades de
transformación por subestación
(5) Cargabilidad para transformadores de relación 115 kV /13.2 kV
94
(6) Cargabilidad para transformadores de relación 115/34.5
(7) Corresponden a valores históricos para el sistema
Tabla 7. Criterios de planeación
EMPRESAS
CRITERIO EEB EEPPM CVC EMCALI CORELCA ELECTRATANTA CHEC CELGAC ESSA
1. NIVEL DE TENSIÓN- RED PRIMARIA (KV)
- MONOFÁSICA- TRIFÁSICA
- RED PRIMARIA (KV)- MONOFÁSICA
- TRIFÁSICA
2. REGULACIÓN (%)- ZONA URBANA- RED PRIMARIA
? NORMAL? CONTINGENCIA
- TRANSFORMADORES? NORMAL
? CONTINGENCIA- RED SECUNDARIA
- ACOMETIDA- ALIMENTADOR
3. CARGABILIDAD (%)- LÍNEAS
? NORMAL? CONTINGENCIA
- TRANSFORMADORES- POTENCIA? NORMAL
? CONTINGENCIA- DISTRIBUCIÓN
7.6 (1)11.4; 34.5/13.2(1)
120/208
2
4
315
65100
77 (3); 100 (4)145120
7.613.2; 44
120/240120/208
3; 2(2)
31
4575
86.6133125
13.2; 416
120/240120/208
3
3
315
80
80
120
13.2
120/240120/208
3
415
80115(5); 110(6)
100
13.8138
120/240127/220
3
3
7110
85100
100
100
13.2/7.613.2
120/240127/220
57
+2.5/-7.57.545
-7.5
85100
80100120
7.613.2
120/240120/208127/220
5
2.5
41.513
75100
100
13.2
120/240120/208
5
3
315
80100
80120100
13.2
120/240120/208127/220
35
5
513
85100
90120100
4. NIVEL DECORTOCIRCUITO (KA)
? 15 KV? 36 KV? 72 KV? 125 KV? 245 KV
5. CONFIABILIDAD- CONFIGURACIONES
? NÚMERO DESECCIONADORES
POR ALIMENTADOR
102525
31.540
3
SI
3
SI
21.825.1
25.126.2
2
SI
3
SI
1010
12.512.525
2525
31.5
2
SI SI
102525
31.540
SI
3
SI
96
4 CONFIGURACIONES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION
Existen diferentes configuraciones o arreglos, dependiendo de los requerimientos de
calidad de servicio que tenga la carga al ser alimentada por el sistema de
distribución. Una buena calidad de servicio comprende no sólo continuidad del
mismo sino también una buena regulación de voltaje.
Criterios de diseño:
− Obtener un sistema con una buena regulación de voltaje al menor costo posible
en lo que a selección de equipos se refiere.
− Garantizar el más alto grado de continuidad de servicio o confiabilidad. En
general, puede decirse que los costos del sistema crecen de acuerdo con la
confiabilidad que se requiera, si la calidad de los equipos es la misma.
Tipos de configuraciones de los sistemas de distribución eléctrica:
− Sistema radial
− Sistema anillo primario
− Sistema selectivo primario
− Sistema selectivo secundario
− Sistema de malla secundaria
97
4.1 SISTEMA DE DISTRIBUCION RADIAL
4.1.1 Sistema radial simple
El sistema radial simple es el más sencillo y económico de todos los sistemas. Sólo
emplea un alimentador principal, el cual parte de la subestación de distribución hasta
el transformador de distribución, punto de alimentación de los usuarios.
Una falla en el alimentador principal causará interrupción del servicio a todos los
usuarios durante el mismo tiempo que dura la falla. Se utiliza para alimentar cargas
de tipo residencial y cargas no críticas. Este sistema es tan confiable como lo sean el
cable y el equipo asociado al alimentador.
Figura 16 . Sistema radial simple
98
4.1.2 Sistema radial expandido
Puede aumentarse la confiabilidad del sistema, si a partir del alimentador principal se
derivan sub-alimentadores o ramales primarios separados del alimentador principal,
mediante los seccionadores adecuados. Así, en el caso de una falla, sólo habrá
interrupción del servicio para aquellos usuarios que estén después del punto de falla;
aquéllos ubicados entre la fuente de alimentación y el sitio de falla no perderán el
servicio. Este es el caso del sistema radial expandido.
Figura 17 . Sistema radial expandido
4.1.3 Sistema radial con uniones
Es otra variación del sistema radial. Este sistema emplea varios alimentadores
primarios los cuales recorren toda el área a servir, con una repartición proporcional
de la carga. La confiabilidad de servicio se ve aumentada en este sistema debido a
que los diferentes alimentadores o subalimentadores que se derivan de los
anteriores, se unen por medio de seccionadores normalmente abiertos; así en caso
99
de falla, los usuarios del ramal afectado no perderán el servicio sino durante el
tiempo en que se localice la falla y se operen los seccionadores. Su costo es mayor
debido a la adición de los equipos de mando.
En condiciones normales cada alimentador funciona como un circuito radial simple.
Esta configuración es semejante a la de anillo abierto.
Figura 18. Sistema radial con uniones
4.2 SISTEMA TIPO ANILLO
Como su nombre lo indica, en este caso el alimentador parte de la subestación,
recorre el área de carga y regresa a la subestación formando un circuito cerrado
(anillo).
100
Para lograr un cubrimiento total del área de carga, se derivan ramales del
alimentador principal. Puede utilizarse uno ó 2 interruptores primarios.
Figura 19 . Sistema tipo anillo
4.2.1 Anillo abierto
En esta caso cada mitad del anillo es similar a un sistema radial con uniones. Una
falla en el alimentador primario puede aislarse abriendo los suiches de desconexión
en cada lado de la falla. Una vez ésta ha sido aislada, puede cerrarse el
seccionador de unión del anillo, el cual es normalmente abierto, restableciendo por lo
tanto el servicio a una gran porción del alimentador fallado. El alimentador principal
o anillo se diseña para llevar su carga normal más la carga de la otra mitad del anillo
para tener en cuenta aquellos casos de emergencia, durante los cuales el anillo deba
ser alimentado desde un solo extremo.
101
En caso de falla, el tiempo de la interrupción no es muy prolongado. Solamente lo
será si la carga afectada está conectada a una sección del anillo con falla y no puede
ser transferida a otra sección sin falla.
Esta es probablemente de las configuraciones más utilizadas. Es aplicable a cargas
residenciales y comerciales, las cuales aunque importantes, generalmente no son
críticas.
Puede aumentarse la confiabilidad de este tipo de sistema si, a cambio de
interruptores desconectadores manuales, se utilizan seccionadores automáticos,
controlados por un equipo supervisor, pero este procedimiento eleva los costos del
sistema.
4.2.2 Anillo cerrado
Cuando se tiene esta configuración existen dos trayectorias paralelas de la fuente
hacia la carga; la carga a lo largo del anillo se dividirá automáticamente entre los dos
lados del anillo, de modo que se obtenga el mínimo porcentaje de pérdidas así como
una buena regulación de voltaje. Para este tipo de configuración debe procederse
con mucho cuidado en caso de mantenimiento debido a que puede existir flujo de
energía en ambas direcciones.
Para el anillo cerrado, los interruptores desconectadores se cambian por
interruptores, lo que eleva altamente el costo del sistema.
102
Por lo anterior el uso del anillo cerrado se ha limitado a casos especiales o a circuitos
de subtransmisión.
Por último, puede anotarse como principal desventaja del sistema tipo anillo, el
hecho de que en caso de falla de cualquier transformador o cualquier sección del
anillo primario, todo el sistema se interrumpirá durante un tiempo, el cual puede ser
en algunos casos prolongado.
La norma NEC, sección 450-3, especifica la protección de sobrecorriente para los
transformadores, así como los rangos de los fusibles y los suiches interruptores a
utilizar en un sistema de distribución con arreglo tipo anillo.
4.3 SISTEMA SELECTIVO PRIMARIO
El uso de este sistema es otro medio de reducir el tiempo requerido para establecer
el servicio a la carga, en caso de pérdida de un alimentador primario.
Básicamente, el sistema se compone de dos alimentadores que pueden partir de la
misma o diferentes subestaciones de distribución. Así, cada transformador de
distribución tiene 2 fuentes de alimentación. La selección del alimentador se hace
mediante un seccionador.
103
Cada da uno de los alimentadores debe tener suficiente capacidad para llevar la
carga completa del sistema, para el caso de falla de uno de ellos. En condiciones
normales cada alimentador lleva la mitad de la carga.
Sin embargo, en caso de falla, habrá interrupción del servicio hasta que la carga
normalmente servida por el alimentador fallado, sea transferida al otro alimentador
mediante un seccionador que puede ser, manual o automático.
El tiempo que permanecerá la carga sin servicio, dependerá del tiempo requerido
para operar los seccionadores.
Antes de transferir un transformador, de un alimentador a otro, en el caso de una
falla, debe asegurarse de que ésta no éste en el lado de carga del seccionador.
Este tipo de configuración se utiliza cuando la carga a ser alimentada, incluye cargas
industriales y comerciales, para las cuales las interrupciones sostenidas, pueden
causar problemas significativos. Una aplicación típica son los hospitales y fábricas
con procesos de manufactura en las que las cargas no son necesariamente
importantes.
104
Figura 20. Sistema selectivo primario
4.4 SISTEMA SELECTIVO SECUNDARIO
Cuando 2 transformadores de distribución se conectan a través de un interruptor
normalmente abierto, en su lado secundario, el resultado es un sistema selectivo
secundario. Si falla el alimentador primario o el transformador, el interruptor
secundario principal del transformador afectado se abrirá y el interruptor de unión
normalmente abierto, cerrará. La operación puede ser manual o automática.
Este tipo de configuración presenta alta confiabilidad en la operación,
particularmente cuando se somete el equipo a mantenimiento. Cualquier sector del
alimentador primario, transformador e inclusive el interruptor secundario, puede
aislarse para inspección o mantenimiento sin pérdida de energía a las cargas.
105
Bajo condiciones normales, el sistema opera con el interruptor de unión normalmente
abierto, y cada transformación alimenta la carga conectada a su barra secundaria, al
igual que un sistema radial. Cuando ocurre una falta en el transformador o su
alimentador primario, o en caso de mantenimiento, el interruptor secundario del
transformador se abre y el interruptor de unión se cierra. Así, la totalidad de la carga
se alimenta por el transformador energizado. Cada transformador y su alimentador
primario debe tener capacidad suficiente para llevar toda la carga conectada a
ambas barras durante condiciones de emergencia.
El interruptor de unión debe estar enclavado (eléctricamente) con los interruptores
secundarios de los transformadores, con el fin de evitar operaciones en paralelo de
ellos. La operación en paralelo aumentaría la capacidad de cortocircuito secundario
y probablemente, resultaría en la pérdida de servicio en las barras secundarias para
el caso de falla de un transformador o del cable primario.
La operación de los interruptores puede ser manual o automática. Cuando se trata
de esta última, el tiempo de interrupción del servicio a la barra afectada, se reduce
considerablemente.
Las características I vs t de los diferentes dispositivos de protección deben ser tales
que permitan una buena coordinación entre ellos, es decir, debe haber una
operación selectiva entre el interruptor secundario del transformador y el interruptor
de unión, así como también una operación selectiva entre este último y el interruptor
del alimentador principal. El objetivo de esta coordinación de protecciones es la de
106
minimizar el tiempo durante el cual la carga permanece desconectada bajo
condiciones de falla.
Aunque altamente confiable, el sistema selectivo secundario es costoso, debido a los
siguientes factores:
− Los transformadores deben sobredimensionarse para que puedan alimentar toda
la carga, en caso de falla de otro(s) transformador(es).
− Las redes deben ser diseñadas para soportar toda la carga en caso de falla
− También puede lograrse un aumento de la capacidad de los transformadores por
medio de ventilación forzada o en el peor de los casos, permitir sobrecarga del
mismo hasta el límite en que no perjudique la vida útil del transformador.
− Los equipos que se utilizan en el montaje de este sistema son costosos.
Una manera de evitar el sobredimensionamiento o sobrecapacidad de los
transformadores sería clasificando la carga conectada a las barras secundarias
como:
- Esencial
- No esencial
Así, en caso de falla, sólo se daría servicio a la carga esencial. El inconveniente de
esta alternativa es que le resta confiabilidad al sistema.
107
Por último, puede conseguirse un alto grado de confiabilidad si se combinan los
sistemas selectivo primario y selectivo secundario.
Figura 21. Sistema selectivo secundario
4.4.1 Sistema de malla secundaria
El sistema de malla secundaria es un medio de suministrar un servicio con alta
confiabilidad a todas las cargas o usuarios. La disposición del equipo en este tipo de
configuración, es semejante a la del sistema selectivo secundario. La diferencia está
en el modo como operan ambos sistemas. En el selectivo secundario, los circuitos
de unión entre barras secundarias están totalmente abiertos y cada transformador
alimenta su propia carga.
En el sistema de malla secundaria, las barras secundarias están unidas entre sí y los
transformadores operan en paralelo para alimentar toda la carga.
El suiche secundario del transformador y el dispositivo protector es un interruptor
especial de potencia de bajo voltaje conocido como "protector de malla". Es un
108
interruptor operado eléctricamente, equipado con relés que disparan el interruptor
cuando exista flujo de potencia inverso hacia el transformador y se cierra el
interruptor cuando vuelvan las condiciones normales de voltaje al primario del
transformador. Los protectores de malla no proporcionan protección de
sobrecorriente para el circuito secundario a menos que esté equipado con relés
adicionales para este propósito específico. Usualmente se instalan fusibles en el lado
de carga del protector para mitigar el daño al mismo y para proteger el sistema de
bajo voltaje, en el caso de corrientes de falla de gran magnitud. (Figura 22)
En condiciones normales, la carga es compartida por todos los transformadores
trabajando en paralelo. Cuando ocurra una falla en el alimentador primario o en el
transformador, o si por cualquier razón cae el voltaje en el alimentador primario,
habrá un flujo de potencia desde la barra secundaria hasta el transformador que hará
que el protector de malla se abra, desconectando por lo tanto el transformador de la
barra secundaria; los transformadores restantes que continúen energizados
alimentarán la barra y no habrá interrupción del servicio a los usuarios.
Cuando se restablezcan las condiciones normales de voltaje al transformador que
había sido desconectado, el protector de malla cerrará automáticamente y el
transformador podrá de nuevo alimentar la carga compartida. Los relés no operarán
para cerrar el protector de malla hasta que las condiciones de voltaje sean tales que
el flujo de potencia será del transformador hacia la carga.
109
Cuando el alimentador primario de un transformador de la malla se desenergiza, su
protector de malla operará automáticamente y lo desconectará de la barra
secundaria.
Debe proveerse a cada transformador de un suiche de desconexión primario
manual, de tal forma que pueda aislarse para trabajos de mantenimiento.
En la figura del sistema de malla secundaria los circuitos de unión entre las barras
secundarias se muestran como múltiples cables en paralelo por cada fase debido a
que un conductor solo usualmente no tiene suficiente capacidad portadora de
corriente. Aunque el sistema presenta la posibilidad de que las fallas se aclaren por
sí solas en la mayoría de los casos, también se utilizan unos fusibles limitadores de
corriente localizados en cada extremo de cable de los circuitos de unión, cuyo objeto
es el de aislar el tramo fallado antes de que la corriente de falla dañe el aislamiento.
Cada grupo de conductores de unión está conectado a dos barras secundarias a
través de interruptores no automáticos o interruptores desconectadores.
Las mallas secundarias también pueden estar dispuestas como en un loop o malla
cerrada, tal como se muestra en la figura del sistema de malla secundaria cerrada.
110
Figura 22. Sistema de malla secundaria
El sistema de malla secundaria se utiliza en áreas grandes de alta densidad de carga
en los que se requiere una alta confiabilidad, donde existan problemas de estética,
como los centros de las ciudades, generalmente se construye de tipo subterráneo.
La malla recorre toda el área de carga y los barrajes secundarios van bajo las calles
o aceras de tal modo que las acometidas a los usuarios sean tan cortas como sea
posible. En los sistemas secundarios subterráneos los circuitos se llevan por
conductos y las uniones y conexiones de acometidas se hacen en manholes o
cámaras. Se utilizan conductores monopolares múltiples para obtener mayor
capacidad portadora y más fácil manejo, pero debe vigilarse la repartición uniforme
de la carga en cada conductor asegurando igual longitud de cada uno de ellos,
111
principalmente los que van desde el lado secundario del transformador hasta las
cajas de unión.
Figura 23. Sistema de malla secundaria cerrada
4.5 SISTEMA DE MALLA SECUNDARIA PUNTUAL
Este sistema se utiliza en áreas aisladas de alta densidad de carga como edificios,
centros comerciales, hospitales, colegios y plazas industriales y ofrece la misma alta
confiabilidad de servicio que el ya conocido de malla secundaria para cargas
distribuidas en áreas céntricas de las ciudades.
La malla secundaria puntual consta de 2 ó 3 transformadores conectados a una
barra secundaria común, a través de los protectores de malla. Los transformadores y
112
los alimentadores primarios deben tener la capacidad suficiente para soportar toda la
carga cuando un transformador queda fuera de servicio.
Con un número de transformadores operando en paralelo para alimentar toda la
carga, puede tomarse una mayor ventaja de la diversidad de la carga al seleccionar
la capacidad de los transformadores y del equipo primario. El porcentaje de la
capacidad transformadora disponible será menor en la malla secundaria que la que
se requiere en la malla puntual. Así mismo, el sistema de malla secundaria permite
una mayor flexibilidad en adicionar carga al crecer el sistema, ya que la carga estará
compartida por un número de transformadores.
La capacidad total transformadora debe ser suficiente para soportar toda la carga
con uno o más transformadores fuera de servicio.
Figura 24. Sistema de malla secundaria puntual
113
El costo inicial del sistema de malla secundaria es mayor que el de cualquiera de los
otros sistemas descritos, sin embargo la confiabilidad en el servicio se ve altamente
incrementada. El aumento del costo, comparado con los otros sistemas, se debe al
incremento en la capacidad transformadora y al incremento en las corrientes de
corto-circuito disponibles en el sistema secundario, el cual a su vez, requiere
dispositivos de una capacidad mayor.
Los costos relativos de los diferentes sistemas varían considerablemente entre las
instalaciones, dependiendo de la carga total conectada, del área sobre la cual está
distribuida la carga y de los factores de demanda de la misma.
Debe hacerse por lo tanto un análisis de los costos de los diferentes sistemas para
cada aplicación específica contra pérdidas de energía probablemente no previstas,
resultantes de cada sistema. El sistema que arroje el más bajo costo de operación
anual con operación segura, sin sacrificar la calidad y confiabilidad deberá ser el
seleccionado
Además de los sistemas de distribución para alimentar cargas con requerimientos de
energía "normales", algunas veces es necesario o deseable proveer sistemas para
alimentación alterna.
Las instalaciones de computadores son un ejemplo de alto grado de confiabilidad
requerido.
114
5 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO
Las pérdidas de energía eléctrica en el sistema de Empresas Públicas de Medellín
ascendieron en el año 1997 a 1150 GWh, cifra esta que corresponde a la generación
de energía del complejo hidroeléctrico de La Tasajera en once meses.
5.1 CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Dependiendo de la naturaleza, sistema, nivel de voltaje o tipo de causa, las pérdidas
de energía se pueden clasificarse en:
5.1.1 Según su naturaleza
− Pérdidas técnicas de energía en los sistemas de transmisión y distribución.
− Pérdidas negras o en el recaudo de las empresas que por distintas causas no se
factura o se subfacturan.
5.1.2 Según el tipo de causa
5.1.2.1 Pérdidas en sistemas de transmisión y subestaciones
− Pérdidas en líneas de transmisión.
115
− Pérdidas en líneas de subtransmisión.
− Pérdidas en transformadores de potencia en subestaciones.
5.1.2.2 Pérdidas en sistemas de distribución
− Pérdida en alimentadores primarios.
− Pérdidas en transformadores de distribución.
− Pérdidas en redes secundarias.
5.1.3 Según el tipo de carga
5.1.3.1 Pérdidas debidas a distintos fenómenos físicos
− Pérdidas por efecto Corona.
− Pérdidas por disipación térmica en líneas y transformadores, denominadas I2R.
− Pérdidas por disipación térmica en el núcleo de transformadores.
5.1.3.2 Pérdidas por energía consumida pero no facturada (Pérdidas negras)
− Pérdidas por descalibración de contadores debido a uso o a fallas físicas.
− Pérdidas por descalibración fraudulenta de los contadores.
− Pérdidas por alteración fraudulenta de los circuitos de conexión a los contadores.
− Pérdidas por error en la lectura de los contadores y en el proceso de la
facturación.
116
− Pérdidas por error en la facturación al estimar consumos sin contador de energía.
− Pérdidas por conexiones a la red sin autorización.
5.2 METODOLOGÍA GENERAL PARA LA DISCRIMINAR LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA
Se debe efectuar la discriminación de las pérdidas totales así:
− Pérdidas en transmisión y transformación.
− Pérdidas en alimentadores primarios.
− Pérdidas en transformadores de distribución.
− Pérdidas en circuitos secundarios.
− Pérdidas en contadores.
− Pérdidas por error en la lectura de los contadores.
− Pérdidas por fraude y contrabando.
5.3 PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN
Las pérdidas en transmisión y transformación se calculan como la diferencia entre la
energía generada para el sistema de la empresa prestadora del servicio, disminuida
en los consumos propios de las plantas de generación, y la energía transformada
medida en el lado de baja tensión de los transformadores.
117
plantas en propio Consumo - Compañías otras a Energía de Compras
Generación de Energía Empresa la por entregada Energía +=
dorestransforma los en tensión baja en medida Energía - Empresa la por entregada Energía cióntransformay ntransmisió en Pérdidas =
5.4 PÉRDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS (PAP)
Las pérdidas en alimentadores primarios se calculan como el producto:
nLpromF.Per.hrIP 2max AP ×××××=
donde:
Imax = Corriente máxima por el circuito en amperios.
r = Resistencia en ohmios / kilómetro.
h = Número de horas en el período.
Lprom = Longitud promedia por circuito primario.
n = Número de circuitos primarios.
F.Per.. = Factor de pérdidas.
Este factor de pérdidas se encuentra a través de simulaciones y estudios
estadísticos que parten del análisis de circuitos primarios típicos. Se puede tomar
una muestra de circuitos típicos y encontrar el factor de pérdidas para cada uno de
118
ellos y a través de una metodología estadística extrapolar los resultados y obtener un
factor general aplicable a la fórmula.
5.5 PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
5.5.1 Pérdidas en el hierro (PFe).
Las pérdidas en el hierro de los transformadores se calculan como el producto:
nhFPP FeFE ××=
Donde:
FPFe = Valor típico de pérdidas en vacío, para transformadores de distribución
monofásicos ratados a 7.2 kV y 50 kVA.
h = Número de horas en el período.
n = Número de transformadores de distribución.
5.5.2 Pérdidas en el cobre (PCu)
Las pérdidas en el cobre de los transformadores se calculan como el producto:
F.P.F.C.nhFPP 2CuCU ××××=
Donde:
119
FPCu = Valor típico de pérdidas en el cobre, para transformadores de distribución
monofásicos ratados a 7.2 kV y 50 kVA.
h = Número de horas en el período.
F.C. = Factor de capacidad (demanda máxima por transformador / Capacidad
promedia por transformador).
n = Número de transformadores en el período.
5.6 PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS (PCS)
Las pérdidas en circuitos secundarios se calculan como el producto:
nhF.P.lpromrD P 2maxCS ×××××=
Donde:
Dmax = Demanda máxima por circuito secundario en kVA.
Lprom = Longitud promedia por circuito secundario.
F.P. = Factor de pérdidas.
h = Número de horas en el período.
n = Número de circuitos secundarios.
r = Resistencia equivalente en un circuito monofásico.
Como se mencionó anteriormente la constante del factor de pérdidas se determina a
través de estudios en circuito típicos luego de una validación estadística se acepta su
120
uso en todos los circuitos secundarios. El factor de pérdidas para los circuitos
secundarios es diferente al al factor
5.7 PÉRDIDAS EN CONTADORES (PC)
Las pérdidas en contadores se calculan como el producto:
nh ××= 00208.0CP
Donde:
0.00208 = kWh estimados que se pierden por descalibración de los contadores
debida al uso o a fallas físicas. Esta constante se puede encontrar a partir de
mediciones directas en los medidores.
h = Número de horas en el período.
n = Número de contadores.
5.8 PÉRDIDAS POR ERROR EN LA LECTURA DE LOS CONTADORES
Las pérdidas por error en la lectura de los contadores se calculan sobre la base de
asumir que de la energía contabilizable se pierde un 2% por error en la lectura de los
medidores. Este porcentaje se debe evaluar según las condiciones del sistema
analizado.
121
5.9 PÉRDIDAS POR FRAUDE Y CONTRABANDO
Las pérdidas por fraude y contrabando se calculan como la diferencia entre las
pérdidas totales y las correspondientes a los demás ítems diferentes a éste.
Algunos comentarios a la metodología expuesta:
− Al nivel de los alimentadores primarios se calculan las pérdidas mediante una
fórmula que utiliza el equivalente de pérdidas con los siguientes supuestos:
− La corriente en cada alimentador es la máxima promedia.
− La longitud de cada alimentador es la promedia
− La longitud equivalente para regulación máxima se toma utilizando el 33.3% de la
longitud total del alimentador.
− Al nivel de los transformadores de distribución se calculan las pérdidas mediante
una fórmula que utiliza el equivalente de pérdidas con el siguiente supuesto:
− La carga de cada transformador se toma como la promedia. Esta distribución de
carga, sin embargo, es la que minimiza las pérdidas.
5.10 ESTIMACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA
Dos cuestiones básicas apuntan directamente sobre la tarea de reducir o controlar
las pérdidas: La forma de estimarlas y los costos y beneficios asociados con su
reducción.
122
Con relación a la forma de estimarlas, la mayor o menor precisión en su estimación
depende de la información disponible; así:
− En sistema de transmisión donde las pérdidas son menores y más costosas de
reducir, se posee una información bastante completa, lo que permite estimar las
pérdidas correspondientes con buena precisión.
− En sistemas de distribución donde las pérdidas son de consideración, la
información se vuelve por lo general más global, llegándose al caso de los
alimentadores secundarios, con pérdidas muy altas e información prácticamente
inexistente.
− La información sobre descalibración de contadores es fragmentaria.
− La estimación de las pérdidas en los sistemas de transmisión y distribución es
relativamente precisa y detallada.
− La estimación de las pérdidas en los sistemas de distribución secundaria es
global y aproximada.
− La estimación de las pérdidas en contadores puede llegar a ser relativamente
precisa y detallada.
− La estimación de las pérdidas por fraude y contrabando es tan solo aproximada.
En lo que hace relación con los costos y los beneficios asociados con la reducción
de las pérdidas la evaluación se realiza independientemente para las pérdidas físicas
y las pérdidas negras; así:
− Los beneficios de reducir las pérdidas físicas se evalúan con base en el valor
monetario que dicha reducción representa en términos de la disminución
123
correspondiente de capacidad instalada de generación, transmisión y distribución
requerida en el futuro y de los costos de operación.
− Los beneficios de reducir las pérdidas negras se evalúan con base en las tarifas
vigentes en las empresas que prestan el servicio (Operadores de red).
Estudios sobre las pérdidas han aportado algunos conceptos de importancia los
cuales permiten una evaluación más correcta de las pérdidas.
5.11 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS PICO
Las pérdidas pico aproximadas pueden calcularse rápidamente, de la manera usual,
mediante la fórmula I2max x R / 1000 en kW. Hay otros factores, sin embargo, que
deben considerarse con el fin de reflejar completamente los verdaderos costos de la
demanda. Entre otros factores se cuentan:
5.11.1 Factor de reserva (FR)
Este factor expresa la relación entre la capacidad generada total y la demanda total
incluyendo las pérdidas. Factores de reserva típicos fluctúan entre 1.15 y 1.23.
5.11.2 Factor de responsabilidad del pico (FRP)
Esta es una medida de la probabilidad de que una línea o un circuito en
consideración tenga su demanda máxima coincidente con el pico de demanda de la
generación. Para un conductor de transmisión es altamente probable que su
124
demanda máxima coincida con la demanda máxima de la generación; por lo tanto un
FRP cercano a la unidad es apropiado para líneas de transmisión. Para un conductor
de distribución, es mucho más difícil de definir debido que depende de muchos otros
factores, tales como la variación del clima, naturaleza de la carga, etcétera. Las
instalaciones de generación son dimensionadas para atender las demandas
máximas del sistema, pero no todos los picos del sistema. Por esta razón, las redes
de distribución individuales pueden tener un FRP entre 0.4 y 0.7.
5.11.3 Factor de distribución (FD)
El factor de distribución será diferente para las líneas de transmisión y las redes de
distribución. El factor de distribución aplica la carga en el punto del conductor que
reporta pérdidas iguales a las que produce la carga distribuida real. Por lo tanto, los
conductores de transmisión tienen generalmente un FD igual a la unidad, debido a
que ellos transportan bloques de potencia de un punto a otro. Los conductores de
distribución, de otro lado, deben examinarse para determinar en que casos la carga
puede considerarse o no uniformemente distribuida.
El factor de distribución puede calcularse mediante la ecuación:
( )[ ] 212 1bbFD ++=
Donde:
fuente la de extremo el enKW carga la de extremo el enKW -b =
125
El parámetro b varia entre -1 y 0 y el factor FD es 1 sí b = 0 o sí b = -1
5.11.4 Factor de crecimiento (fr)
A medida que la carga crece en el conductor durante su vida de servicio, debe
disponerse de la suficiente capacidad generadora para atender la demanda
creciente. Si la corriente inicial de un conductor es de 69 Amperios, asumiendo una
rata de crecimiento anual para la demanda de 6.5%, en quince (15) años la corriente
sería de 166 Amperios.
Obviamente ninguno de estos dos valores puede aceptarse para propósitos de
planeación de un sistema: la corriente pico de 69 Amperios sería excedida en un
año, y es poco práctico instalar ahora capacidad generadora para atender una
demanda quince (15) años después de la fecha de instalación del conductor. Como
resultado de las consideraciones anteriores, se puede escoger una corriente
intermedia de tal forma que dentro del cálculo del costo de la demanda pueda
incluirse una apreciación razonable del crecimiento de la carga.
21
2
2
a ln1aFr
−=
Donde:
126
presente Ifutura I ó
presenteKW futurosKW a =
Para los datos aportados en las líneas anteriores:
1.651.764.81Fry 5.8
69166a
212
2 =
==
=
Aplicando el factor de crecimiento a la corriente inicial el resultado es una corriente
pico intermedia de 69 x 1.65 = 113.8 Amperios. Dicho valor de corriente pico es el
que se utiliza para propósitos de evaluación. Si al Fr se le aplica las pérdidas pico
iniciales la evaluación se vuelve más conservativa.
Un método alterno de contabilizar el crecimiento de la carga al mismo tiempo que se
considera la capacidad de generación futura utiliza la corriente pico última de 166
Amperios para el cálculo del costo de la demanda; sin embargo, si se utiliza este
procedimiento el costo de la capacidad de generación futura debe descontarse en
valor presente.
5.11.5 Factor de tolerancia de pérdidas (FTP)
El FTP reparte las pérdidas a través de todo el sistema según estas vayan
ocurriendo desde la generación hasta el punto en el cual se realiza el análisis de las
127
pérdidas. Una línea de transmisión que toma la carga en la planta de generación, se
asume como sin pérdidas detrás de ella y por lo tanto tiene un FTP de 1.0.
Resumiendo, las pérdidas de potencia pico ajustadas pueden calcularse tanto para
las líneas de transmisión como para las redes de distribución, así:
FTP xFr xFD xFRP xFR xPP s AjustadaPotencia de Pérdidas =
Donde:
KW en 1000
R I pico potencia de Pérdidas PP2max==
FR = Factor de reserva.
FRP = Factor de responsabilidad del pico.
FD = Factor de distribución.
Fr = Factor de crecimiento.
Cada uno de estos términos se definió con anterioridad.
Las pérdidas de energía se deben compensar aumentando la generación eléctrica
la cual puede relacionarse directamente con el aumento en el consumo de
combustible o con compras adicionales a una fuente de potencia.
128
Las relaciones entre el factor de pérdidas y el factor de carga han llegado a ser
aceptables y son fácilmente calculables.
Estas "relaciones empíricas" toman la forma:
2C)(FC)-(1 (FC) C pérdidas de Factor +=
Donde:
FC = Factor de carga.
C = 0.3 para transmisión y distribución
(Observar 2.3.12 Factor de Pérdidas)
Las pérdidas de energía anuales pueden calcularse a partir de la corriente pico y de
otros factores:
Fr xFTP xFD x8.760 xFP xPP energía de Pérdidas =
Donde:
PP = Pérdidas de potencia pico.
FP = Factor de pérdidas.
FD = Factor de distribución.
FTP = Factor de tolerancia de pérdidas.
Fr = Factor de crecimiento.
129
Nótese que los factores de distribución, de crecimiento, y de tolerancia de pérdidas
se han incluido en el cálculo de las pérdidas de energía anuales.
La utilización del factor de crecimiento y del factor de distribución sirve para: nivelar
la carga durante la vida del conductor, y el factor de tolerancia de las pérdidas por
transmitir la carga al conductor de distribución.
Con las pérdidas anuales derivadas de las pérdidas pico y un estimativo de los
costos de combustible de generación el costo de las pérdidas anuales puede
calcularse como:
Costo de las Pérdidas de Energía = Pérdidas de energía anuales x Costo del
combustible o costo de generación.
130
5.12 MEDIDAS REMEDIALES PARA CONTROLAR Y REDUCIR LAS PÉRDIDAS
EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
5.12.1 Redistribución de la carga entre los transformadores de potencia
La distribución óptima de la carga entre transformadores potencia de las
subestaciones y entre los transformadores de distribución parte de la obtención de la
carga óptima que ellos deben alimentar. Dicha carga óptima se basa en la
minimización de la sumatoria de las pérdidas totales en los transformadores:
∑=
+
N
1i
2
CuFe CiliPP
ii
Sujeta a la restricción:
∑=
==N
1itotal Carga Lli
Donde:
li = Carga de cada transformador.
L = Carga total.
131
5.12.2 Equilibrio de carga en circuitos primarios
Como una de las medidas para reducir las pérdidas en alimentadores de distribución,
se ha venido trabajando en equilibrar la carga de los circuitos primarios. Para tal fin
es necesario recurrir a herramientas computacionales cuyo objetivo sea equilibrar
punto a punto la carga de la red.
5.12.3 Diseño óptimo de alimentadores para pérdidas normales
Hasta ahora el diseño de alimentadores primarios solo había tenido en cuenta el
criterio de la regulación. El control de las pérdidas ha llegado a ser una necesidad
tan sentida que es de vital importancia incluir dentro de los criterios de diseño, el
criterio de las pérdidas. Se debe entonces optimar el diseño de los alimentadores
mediante la selección del conductor apropiado que minimice tanto el costo del
conductor como el de las pérdidas.
5.12.4 Reducción de pérdidas negras
Con el fin de reducir los altos niveles de pérdidas negras presentes en los sistemas
de distribución se pueden evaluar las siguientes estrategias:
− Programa de control periódico industrial:
Este programa se debe realizar periódicamente en todas las instalaciones
industriales y comerciales de la empresa prestadora del servicio (el operador de red).
132
La ejecución de este programa parte de la selección de un determinado número de
instalaciones del listado de facturación de dichos usuarios que poseen contador de
demanda.
Dicha selección se efectúa partiendo de las instalaciones de mayor demanda y
continuando hasta las de valores más bajo. Una vez escogidas las instalaciones se
procede a visitarlas con el fin de chequear las conexiones del equipo de medida, al
retiro de los contadores y llevar dichos dispositivos a las instalaciones de la empresa
de servicios públicos para ser calibrados.
− Programa de control periódico residencial:
Este programa consiste en la revisión periódica de las instalaciones residenciales.
En dicha revisión se chequean las conexiones del contador y se procede a su retiro
para ser llevando a las instalaciones del operador de la red, donde es calibrado. La
eficacia de este programa depende de la duración del ciclo equivalente de revisión.
− Programa de colocación de contadores en instalaciones:
Este programa consiste en dotar de contadores a todas aquellas instalaciones que
no lo poseen, cambiar aquellos contadores que están en mal estado, llevar a cabo la
reposición de los medidores que han sido hurtados y calibrar los medidores
existentes.
133
− Programa de recuperación de pérdidas por cambio de contadores de baja
calidad:
Este programa consiste, en primer lugar en la detección y selección a través del
programa de control periódico de aquellas marcas que presentan altos niveles de
descalibración (en algunos casos el contador aparece totalmente frenado
especialmente en carga liviana).
La empresa de energía, una vez ha detectado dichos equipos no los someterá al
proceso ordinario de la calibración sino que procederá a su reemplazo.
− Programas de revisión casa a casa:
Este programa consiste en la inspección de todas las instalaciones residenciales por
parte de la empresa que presta el servicio con el fin de detectar aquellas que están
conectadas directamente a la red o que presentan algún tipo de anormalidad.
− Programa de legalización de instalaciones con matrícula provisional:
Este programa consiste en dotar de matrícula provisional a todas aquellas
instalaciones que no tengan la aprobación de la Oficina de Planeación Municipal.
− Programa de Habilitación Viviendas:
Este programa consiste en dotar de la red, acometida y contador a las viviendas que
no posean servicio de energía o que están conectadas ilegalmente tanto en la parte
urbana como en la parte rural.
134
− Programa de reorganización de las áreas de influencia de las subestaciones:
Este programa consiste en la reorganización de las áreas de influencia de las
subestaciones mediante la puesta en operación de nuevas subestaciones de
distribución y circuitos alimentadores. Con dicha reorganización se logrará una más
óptima distribución de carga entre transformadores de las subestaciones, circuitos
más cortos con mejor regulación y menos pérdidas.
135
6 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
Son los transformadores que reducen la tensión del alimentador primario, a una
tensión secundaria útil para el usuario o equipo.
Pueden ser instalados en postería hasta una capacidad de 75 kVA, en
subestaciones, sobre pedestales o en cámaras subterráneas para capacidades
superiores.
6.1 CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE AISLAMIENTO.
− Tipo seco. Tiene las bobinas al aire, se ubican en recintos con ventilación ya
que su sistema de refrigeración es con aire, el recinto no debe tener humedad.
Este tipo de transformador evita incendios y conflagraciones.
− Tipo seco sellado. Su núcleo y sus bobinas se disponen en el interior de un
tanque herméticamente sellado el cual se llena con nitrógeno seco a baja
presión, eliminando el peligro de explosiones y fuego. Se utilizan en lugares con
excesiva corrosión, atmósferas explosivas o si deben ser sumergidos en agua.
136
− Aislamiento en medios líquidos. El medio más utilizado es el aceite, pero es
inflamable por lo cual requiere el diseño de fosos de drenaje si se ubican en
subestaciones interiores. Otras sustancias como el Pyrenol, Flamenol, Askarel y
Freón también son utilizados pero son venenosos.
6.2 VENTAJAS DE LOS TRANSFORMADORES SECOS
− Evita riesgos de incendio.
− No requieren foso de drenaje.
− Reducen el espacio y peso de la subestación.
− Requieren un mantenimiento más sencillo.
Cuidados que deben tenerse con los transformadores secos:
− Cuidarlo durante su transporte, almacenamiento y montaje de: golpes, humedad
y contaminación.
− Instalarlo en un sitio no accesible a personal no autorizado.
− Evitar la caída de agua por cualquier motivo sobre el transformador.
− Guardar las distancias de aislamiento necesarias entre las partes vivas y tierra.
− Adecuar la circulación suficiente de aire al sitio donde se encuentra el
transformador.
− No puede sobrecargarse.
− Verificar que las conexiones sean correctas y sólidamente aseguradas.
137
6.3 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES EN
ACEITE.
− Bajas pérdidas en el hierro: para su núcleo se emplean láminas de acero al silicio
con grano de alta orientación, laminado en frío, lo que garantiza una mínima
corriente de excitación y por tanto unas bajas pérdidas.
− Alta eficiencia y buena regulación: Los devanados están hechos de cobre
electrolito de alta pureza y elevada conductividad.
− Alta rigidez dieléctrica y resistencia mecánica: para las bobinas se emplea papel
dieléctrico con rombos epóxicos, el cual se adhiere al conductor a ser horneado,
lo que los hace suficientemente fuerte para resistir las fuerzas mecánicas de los
cortocircuitos.
6.4 CLASIFICACIÓN SEGÚN EL NÚMERO DE FASES.
Pueden ser monofásicos o trifásicos dependiendo de los requerimientos de la carga
y la magnitud a demandar. Los trifásicos se utilizan en zonas industriales,
comerciales, residenciales con gran concentración de carga o en edificios que
requieren de bombas de agua o ascensores.
138
6.5 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA PROTECCIÓN.
Los transformadores deben protegerse contra:
Fallas Internas.
Fallas en la red secundaria.
Fallas en la red primaria.
Para lo anterior se emplean fusibles e interruptores, los cuales según su disposición
pueden ser:
6.5.1 Transformadores convencionales.
No incluyen elementos de protección internamente, deben ser instalados
externamente (pararrayos y caja primaria con fusible). El fusible primario protege al
alimentador primario y al transformador contra cortocircuitos internos o en la red
secundaria, pero no protege contra sobrecargas ya que la curva I vs T del fusible
está por debajo de la curva de avería del transformador. Por ello debe elegirse un
fusible de mayor capacidad a la corriente nominal primaria del transformador.
Información para la selección del fusible:
Voltaje nominal del sistema.
Corrientes nominales de carga y magnetización.
Capacidad de cortocircuito en el lado primario.
Tipo de carga: Fluctuante (con arranque de motores u otros equipos).
Coordinación con otros dispositivos de protección.
139
Corriente de arranque: cuando se energiza el transformador la corriente de
excitación sufre un transitorio, esta es la corriente de magnetización. Se considera
que toma los siguientes valores:
12 veces la corriente nominal a plena carga durante 1/10 de segundo.
25 veces la corriente nominal a plena carga durante 1/100 de segundo.
Se debe cumplir que la característica de fusión mínima del fusible esté por encima
de estos valores.
Reglas para la elección de fusibles:
1.5 In Para circuitos no inductivos.
2.0 In Para circuitos normales.
2.4 In Para circuitos con arranque de motores.
3.0 In Para circuitos con sobrecargas esperadas.
Ej. Se tiene un transformador 1φ con un circuito normal, calcular la corriente nominal
del fusible.
In = 50 KVA / 7.62 KV = 6.56 Amp. 2x(6.56 Amp) = 13 Amp.
140
6.5.2 Transformadores autoprotegidos (CSP)
Tienen incorporada la protección primaria y dispone de una protección de
sobrecarga secundaria.
El pararrayos primario se instala directamente sobre el tanque a un lado del buje de
alta tensión. El fusible primario viene en el interior del buje primario en serie con el
devanado primario entre el buje de alta y el devanado primario, el del tipo de
expulsión (expulsa los gases producidos por el cortocircuito fuera de la cámara).
En el secundario dispone de interruptores (breakers) que protegen ante sobrecargas
o cortocircuitos del secundario. Ante una sobrecarga se enciende un bombillo piloto,
el cual se apaga si es del tipo transitoria, si es permanente opera el mecanismo de
desconexión y permanece encendido el indicador.
Si la condición de sobrecarga desaparece y la avería secundaria se repara, se
establece el interruptor manualmente desde el exterior. Para que operen los
contactos se requiere una disminución en la temperatura del aceite del
transformador.
Características de los transformadores autoprotegidos respecto a los
convencionales.
− Menor vida útil.
− Mayor costo por pérdidas adicionales.
− Requiere de mantenimiento más frecuente.
141
− Mayor costo de construcción.
− Mayor posibilidad de falla.
− Mejor estética.
− Facilita la apertura de las líneas secundarias.
− Evita la desconexión del fusible primario por fallas secundarias.
La disminución de la vida útil se debe a desajustes en el mecanismo del interruptor y
el fusible.
Las pérdidas adicionales son debidas a las conexiones entre las bobinas y los
terminales del interruptor, al bimetálico del interruptor y al circuito de señalización.
6.6 CLASIFICACIÓN SEGÚN EL TIPO DE MONTAJE.
− Intemperie.
Se instalan normalmente en los postes, estos transformadores deben contar con las
características propias de su instalación, pintura, uniones, sellos entre otros.
− Interior.
La instalación de estos transformadores se lleva a cabo dentro de los edificios o
locales que se van alimentar, el sitio donde se aloja el transformador debe contar con
la ventilación adecuada, es muy importante que el sitio no este contaminado con
polvo, humedad excesiva, químicos que se puedan alojar en el aislamiento entre
otros.
142
− Pad Mounted.
Estos transformadores se reconocen porque son instalados en celdas exteriores a la
edificación que van alimentar, se pueden instalar en áreas de servicios comunes, la
celda que contiene el transformador se ubica sobre un pedestal, normalmente el
transformador se refrigera con líquidos de alto punto de ignición para evitar
problemas de incendio o de explosión.
− Sumergibles.
Estos transformadores se caracterizan porque pueden operar normalmente aunque
se encuentren sumergidos en agua, normalmente estos se instalan en
subestaciones debajo del nivel del anden, normalmente se fabrican en aceite o en
líquido de alto punto de ignición, sus codos y bujes son premoldeados según el cable
que se requiera y el lado secundario está conformado por elementos premoldeados
tambien tipo sumergible que hacen del transformador y de la subestación un equipo
muy atractivo para aquellas zonas donde el espacio se hace un factor decisivo.
6.7 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA POTENCIA.
Los transformadores mayores de 500 kVA o alimentados con un voltaje mayor a
69 kV son considerados como de potencia, en caso contrario son considerados de
distribución.
143
Capacidades normalizadas.
1φ: 5 - 10 - 15 - 25 - 37.5 - 50 - 75 - 100 - 167.5 kVA.
3φ: 15 - 30 - 45 - 50 - 75 - 112.5 - 150 - 225 - 300 - 400 - 500 - 630 - 750 - 800 kVA
Signos para la indicación de voltajes:
"-" Voltajes de diferentes devanados. 7620-120 V.
"/" Voltajes del mismo devanado. 240/120V.
"X" Voltajes de un mismo devanado que se obtienen por reconexión 240X480 V.
"Y" Indica que en el lado de baja se puede conectar en estrella.
"Gndy" Indica que el transformador tiene un extremo puesto a tierra.
El montaje de transformadores se puede observar en las normas RA2 - 026 y
RA3 - 026 de EE.PP.M
En el anexo A se adiciona información técnica a cerca de los transformadores
monofásicos y trifásico de una marca muy reconocida en el mercado.
144
7 CONDUCTORES ELÉCTRICOS
En este capítulo se incluye una pequeña reseña de las especificaciones técnicas que
dictan las normas NTC 307, 911, 1099, 1332, 2186 y 2356. Estas normas son
adaptaciones de las normas americanas ICEA S-61-402, UL 62, S-66-524, y UL 83
relativas a los aislamientos en materiales termoplásticos y las generalidades de los
conductores.
7.1 PROPIEDADES
El cobre y el aluminio son los principales materiales utilizados en la construcción de
conductores eléctricos, a continuación se efectúa una breve comparación de estos
dos materiales.
El cobre tiene una mayor conductividad volumétrica que el aluminio (100% contra
61%),.sin embargo, como el cobre posee una densidad más alta que éste (8,89
contra 2,703), resulta entonces que el aluminio tiene una mejor conductividad de
masa.
145
Cobre 25.1189,8
100=
Aluminio 57,22703,261 =
Lo cual representa una relación de proporcionalidad de 2: 1.
El aluminio es menos dúctil y más frágil que el cobre: en efecto, con este último
metal es posible fabricar alambres de diámetros tan pequeños como 0,05 mm
conservando sus propiedades de flexibilidad y resistencia a la tracción. Un alambre
de cobre blando de 4,0 mm de diámetro puede soportar 10 ciclos de doblamiento sin
romperse. Adicionalmente, el aluminio sufre del problema de la fluencia en frío que
daña las conexiones eléctricas. Por consiguiente para conectar aluminio es
indispensable hacer diseños fuertes y masivos.
Es posible hacer aleaciones de aluminio que no sufran de fluencia en frío, pero su
costo es mayor que el del aluminio normal y generalmente su conductividad
desciende también, aumentando aún más los costos.
Para transportar la misma corriente en un cable de aluminio de la misma longitud
que otro de cobre debe tener un 30% más de diámetro, sin embargo el aluminio
pesa casi la mitad.
146
Tabla 8. Resumen de propiedades de los conductores de cobre y aluminio
PROPIEDAD UNIDAD COBRE
BLANDO
COBRE
DURO
ALUMINI
O
CONDUCTIVIDAD % 100 97.5 61 - 63 DENSIDAD G/cm3 8.89 8.89 2.703
RESISTIVIDAD Ohm-mm2/m 0.017241 0.017683 0.028264 COEFICIENTE DE
RESISTENCIA 1/oC 0.00393 0.00383 0.00403
CONDUCTIVIDAD TÉRMICA
CAL/Cm2.cm.s.oC 0.92 0.92 0.52
COEFICIENTE DE DILATACIÓN
LINEAL 1/oC 17x10-6 17x10-6 23x10-6
MÓDULO DE ELASTICIDAD Kg/mm2 9 – 10.5x103 12.66x 103 6.96x103
CARGA DE RUPTURA
ALAMBRE (AWG) Kgf/mm2 26.0 39.4 16.5
7.2 TIPOS DE CABLES
7.2.1 Cables aéreos desnudos
El aluminio sólo, con su baja carga de rotura, no sería una alternativa práctica pues
necesitaría estructuras de soporte cada pocos metros; pero en unión con el acero,
metal barato pero muy resistente, supera al mismo cobre en relación conductividad /
peso y claro está, por su menor precio se favorece adicionalmente en la relación
capacidad de corriente / precio instalado. Para circuitos de transmisión y distribución
aérea, entonces, el aluminio se ve altamente favorecido sobre el cobre, que además
adolece a largo plazo de disminución en su carga de rotura por re - cristalización
147
fomentada por la vibración inevitable en los circuitos aéreos. El conductor de
aluminio con alma de acero se conoce como ACSR.
7.2.2 Cables aislados
Son aquellos conductores eléctricos de cobre o aluminio que poseen un
recubrimiento en un material aislante. El aislante más utilizado es el plástico que a
su vez se divide en termoplásticos y en termoestables.
Entre los termoplásticos se distingen aislamientos en policloruro de vinilo (P.V.C)., en
polietieno (PE) y en polipropileno.
En cuanto a los termoestables o termofijos se distingue el aislamiento en polietileno
reticulado (XLPE), en etileno propileno (E.P.R) y en silanos (Polietileno reticulado
para 90 grados)
7.2.3 Cables para media tensión
− Papel impregnado.
Para los cables de media tensión no resultó nunca viable la tecnología del papel
impregnado en aceite por requerir sistemas altamente costosos de presurización y
control de aceite, que sin embargo resultan hoy día aconsejable para cables de muy
alta tensión (400 kV).
148
Los cables para media tensión fueron realmente del tipo de aislamiento en papel
impregnado en compuesto y llegaron a niveles de confiabilidad y diseño muy
aceptables, pero tuvieron siempre algunos problemas que rápidamente los hicieron
no competitivos al salir al mercado los cables con aislamientos poliméricos.
El primero de estos problemas es la complejidad y costo de los equipos de
fabricación y la delicadeza del diseño; el segundo su peso elevado que dificulta el
transporte y la instalación; el tercero el costo de los cables en sí y el cuarto está
relacionado con la naturaleza intrínseca del material aislante, consistente en la
tendencia del compuesto de impregnación a fluir hacia los puntos bajos de
instalación produciendo resecamientos y eventuales fallas en los puntos altos de la
instalación. Este fenómeno es causado principalmente por el ciclo térmico que
produce un efecto de bombeo sobre el compuesto.
Otra debilidad tal vez no tan decisiva pero sí importante consiste en que una
eventual falla en la chaqueta de plomo causada por roedores, grietas, corrosión, etc.
en presencia de humedad, conduce inevitablemente a una falla del aislamiento pues
tanto el papel como el compuesto degeneran sus características eléctricas en
presencia de dicha humedad.
− Caucho vulcanizado.
Este tipo de aislamiento se viene usando desde los años 30 para cables de baja
tensión aunque tan sólo las investigaciones y desarrollos tecnológicos posteriores a
la Segunda Guerra Mundial permitieron el aumento de la rigidez dieléctrica y la
149
disminución de la constante dieléctrica haciendo posible disminuir el espesor de
aislamiento hasta hacerlos competitivos con otros tipos de cables.
Algunas ventajas inherentes al caucho como son su flexibilidad, resistencia a la
abrasión, estabilidad de su forma con alta temperatura y buenas propiedades de
envejecimiento le confieren una posición de privilegio en ciertos usos específicos
como por ejemplo: minería, dragas y equipos semi-móviles. Sin embargo, la alta
densidad del material aislante, su alto costo y el hecho de que el cobre sin estañar se
oxida en su presencia hacen que los cables con aislamiento de caucho resulten más
pesados y costosos que los cables con aislamiento de PE normal o reticulado
(XLPE) para usos normales.
− Polietileno reticulado.
Por largo tiempo el polietileno reticulado (PE) ha tenido un amplio uso en
aislamientos y cubiertas de cables debido a sus excelentes propiedades eléctricas y
mecánicas, poco peso, buena flexibilidad a bajas temperaturas, buena resistencia a
la humedad, ozono y químicos, y también debido a su bajo precio.
El polietileno de baja densidad (LDPE) tiene sin embargo propiedades que limitan su
uso como aislamiento de cables. Siendo un termoplástico, su temperatura de
ablandamiento es relativamente baja (105 - 115 oC). Otra desventaja es su
tendencia al agrietamiento (Stress Cracking) cuando en el medio ambiente hay
ciertos agentes que lo afectan. Para corregir estas deficiencias, los científicos
desarrollaron un proceso similar al de la vulcanización del caucho, por medio del
150
cual se agrupan las moléculas del PE en forma reticular (Cross linking) mediante la
incorporación de peróxidos orgánicos que se activan por la aplicación de
temperaturas del orden de 200 oC y presiones del orden de 20 atmósferas,
obteniéndose un gran mejoramiento de las propiedades térmicas y mecánicas del
material, en tanto que las excelentes propiedades eléctricas permanecen
prácticamente inalteradas. El material resultante es un PE reticulado o de cadenas
cruzadas, XLPE, un termoestable, obtenido a partir de un termo-plástico.
En conclusión el XLPE o polietileno de cadena cruzada pertenece al grupo de los
termofijos, es muy resistente a los esfuerzos mecánicos y a la abrasión, es muy
resistente a las altas temperaturas y permite su aplicación a temperaturas de servicio
a carga continua de 90 grados centígrados.
El E.P.R. es un caucho sintético a base del elastómero del etileno propileno, tiene
alta resistencia al ozono, es resistente al calor, a la intemperie, a los agentes
químicos y a la abrasión, es muy flexible.
Su aplicación fundamental es en cables de potencia, en baja tensión, se utiliza en
conductores especiales que pueden trabajar a temperaturas muy altas y que deban
tener gran flexibilidad.
151
Tabla 9. Propiedades de algunos materiales corrientes para aislamientos y cubiertas
de cables
CAUCHO ETILENO PROPILENO EPDM.
P.V.C. 75 OC
POLIETILENO BAJA DENSIDAD PELD.
POLIETILENO RETICULADO XLPE.
Densidad 1.4 1.4 0.92 1.1 Carga de rotura N/mm2 5 - 10 10 – 20 12 - 18 14.20 Elongación % 200 - 600 150 – 300 400 - 600 200 - 500 Rigidez Dieléctrica 1
Kv/mm 20 20 20 20
Resistividad volumétrica 1
Ohmm .1013 .1012 .1014 .1013
Factor de disipación 1
% 0.3 7 0.02 0.1
Permitividad ó Const. Dielect. 2
E 3 5 2.3 3.5
Resistencia al calor
oC 110 70 70 120
Temperatura mínima de uso
oC -60 -20 -40 -40
Conductividad térmica
W/mok 0.2 0.15 0.3 0.3
Índice de oxígeno 2 22 25 18 20 Propagación de la llama 2
Esparce la llama
Se autoextingue
Esparce la llama
Esparce la llama
Productos de descomposición Hidrocarburo
s, óxidos de carbono
Hidrocarburos, óxidos de
carbono, HCL
Hidrocarburos, óxidos de
carbono.
Hidrocarburos, óxidos de
carbono.
Resistencia al ozono 4 5 4 4 Resistencia al clima 3 5 5 5 5 Resistencia a la humedad 5 4 5 5
Estabilidad en aceites a. aromáticos 1 2 4 4 b. alifáticos 2 3 4 4 Estabilidad en ácidos a. no oxidantes (clorihídrico, sulfúrico diluido)
4 4 4 4
b. Oxidantes (nítrico, sulfúrico concentrado) 3 3 3 3
152
CAUCHO ETILENO PROPILENO EPDM.
P.V.C. 75 OC
POLIETILENO BAJA DENSIDAD PELD.
POLIETILENO RETICULADO XLPE.
1. Aplicado a los materiales de aislamiento
2. Compuesto normal 3. Relacionado con los compuestos
negros 4. Relacionado con los compuestos de
relleno Valores a 20 oC
Graduación de propiedades 5. Excelente 4. Bueno 3. Aceptable 2. No aceptable 1. Pobre
Las características físicas del E.P.R. son equivalentes a las del E.P.D.M. ya que
ambos son sintéticos a base del elastómero del etileno propileno.
7.2.4 Conductores para tensiones inferiores a 600 v
Estos conductores deben cumplir con los ensayos de la norma NTC 1099 , su
aislamiento termoplástico es un compuesto sintético cuyo elemento principal es el
cloruro de polivinilo (PVC) o un copolímero de cloruro.
Los termoplásticos más empleados son los siguientes:
− El clase T. Es un aislante no inflamable y de uso permitido para temperaturas
inferiores a los 60 grados centígrados.
− El clase TW. Resistencia a la humedad, no inflamable y de uso permitido si no
se somete a temperaturas mayores de 60 grados centígrados.
− El clase THW. Resistencia al calor y a la humedad, no inflamable, de uso
permitido para temperaturas inferiores a los 75 grados centígrados.
153
− El clase THWN, Resistente al calor y a la humedad, posee una cubierta de
nylon. De uso permitido para temperaturas inferiores a los 75 grados
centígrados.
7.3 PROPIEDADES MECANICAS
En general las propiedades mecánicas del XLPE son muy similares a las del
polietileno común (PE); ambos tienen una estructura cristalina, lo que significa mejor
resistencia al impacto, al rasgado y a la abrasión en el rango de temperaturas de
operación, que las correspondientes de los aislamientos con base en caucho (goma
butílica o etilén-propilénica) o PVC.
7.4 PROPIEDADES TÉRMICAS
Debido al reticulamiento el XLPE es un material muy resistente al calor, que no se
derrite como el PE normal sino que se descompone y carboniza si se expone por
largos períodos de tiempo a temperaturas por encima de 300 oC. La tendencia al
agrietamiento desaparece y el material adquiere una muy buena resistencia al
envejecimiento en el aire caliente, lo cual permite óptimos valores de funcionamiento
con margen de seguridad muy amplio.
154
Con el aislamiento de XLPE se permiten temperaturas de servicio a carga continua
de 90 oC en el conductor; en casos de emergencia se permiten temperaturas hasta
130 oC, y para casos de corto circuito se permiten hasta 250 oC.
7.5 PROPIEDADES ELÉCTRICAS
La reticulación del PE produce solamente un pequeño cambio en las propiedades
eléctricas. Una alta rigidez dieléctrica (aprox. 25 kV/mm), un alto valor de
resistividad volumétrica (no inferior a 1016 ohm-cm) y un factor de potencia muy bajo
(tangente delta no mayor de 0,008) que permiten el uso de XLPE para tensiones
muy altas, por ejemplo 220 kV. En comparación con otros aislantes sólidos, la
influencia del calor y la humedad en las propiedades dieléctricas es muy pequeña.
El XLPE, como cualquier otro tipo de aislante sólido, está sujeto al deterioro causado
por las corrientes de pérdida producidas por el efecto Corona, que reducen el
período de vida útil del cable; debido a esto los cables de medida y alta tensión se
construyen y ensayan sometidos a rigurosos controles para evitar los posibles
defectos que permitan descargas parciales localizadas (efecto Corona),
calentamiento excesivo y carbonización, causando con el tiempo una posible falla.
La extrusión es el proceso mediante el cual se le deposita el aislante al conductor
eléctrico. En algunos conductores se emplea el sistema de triple extrusión para
producir cables de la clase 15 kV de ICEA-NEMA, con valores de voltaje disruptivo
155
(voltaje de iniciación de descargas parciales o efecto corona) entre 15 y 18 kV, muy
superior al valor promedio de 11 a 13 kV que contemplan las Normas para los cables
normales de esta clase, aumentando con ello la vida útil del cable en un 40% y
disminuyendo las pérdidas por efecto corona en kW por kilómetro en un 10%, lo que
representa doble ahorro.
7.6 PROPIEDADES QUÍMICAS
Debido al reticulamiento de las moléculas, el XLPE tiene una mayor resistencia que
el PE a la mayoría de los químicos, tales como ácidos ordinarios, bases y aceites.
Los agentes atmosféricos más importantes que atacan a los cables son el ozono y la
luz ultravioleta. La resistencia del XLPE al ozono es muy alta comparada con la de
los cauchos. El aislamiento de XLPE para media tensión siempre está protegido de
la luz ultravioleta por medio de una chaqueta termoplástica o su equivalente; el
material de XLPE para aislamientos de baja tensión se le agrega un pigmento con
base en negro de humo, con lo cual se logra no sólo máxima resistencia a la luz
ultravioleta sino también mejores propiedades mecánicas.
7.7 RESISTENCIA A LA LLAMA
De los aislante sólidos más comunes, solamente el PVC es resistente a la
propagación de la llama. El XLPE, cuando se quema, se comporta más como butilo
156
o EPR que como PE, porque no tiene la tendencia a derretirse y producir
escurrimiento. Para el aislamiento de conductores de baja tensión, se debe disponer
de un material de XLPE especial resistente a la llama, estos cables son aceptados
por los Underwriters Laboratorios de los Estados Unidos de Norteamérica como tipo
XHHW el cual cumple con la prueba de resistencia a la llama más exigente de estos
laboratorios, que es la VW-1 igual a la de los cables con aislamiento de PVC. En
consecuencia, estos cables están homologados por el UL.
7.8 CONTAMINACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE
Desde el punto de vista de sus efectos sobre el medio ambiente, el XLPE tiene
ventajas sobre otros aislamientos como el PVC o el papel impregnado en aceite, a
saber: comparado con el PVC, no libera ácido clorhídrico ni otros gases corrosivos al
quemarse; y comparado con el papel impregnado en aceite, no causa serios
deterioros a las fuentes de agua.
7.9 FABRICACIÓN DEL CABLE XLPE
El aislamiento para los cables XLPE se extruye y vulcaniza en la misma forma que
un aislamiento de caucho. El material del XLPE se forma concéntricamente sobre el
conductor en la cabeza de la extrusora, pasando luego al tubo de vulcanización. El
calor de la vulcanización activa los peróxidos que obligan al polietileno a formar
157
cadenas cruzadas de moléculas (reticulación que forma el XLPE). Después de la
zona de vulcanización el cable entra a la zona de enfriamiento, saliendo de la
máquina a una temperatura de aproximadamente 50 oC.
De acuerdo a las recomendaciones del IEC, los cables con voltajes de operación de
12 kV ó más deben tener una superficie de conductor lisa firmemente adherida al
aislamiento. Esto se obtiene revistiendo el conductor con una capa de material
semiconductor que se adhiera al aislamiento de XLPE durante el proceso de
reticulación.
Para que la distribución del campo eléctrico sea uniforme, el conductor externo debe
ser concéntrico al interno y totalmente liso: esto se logra extruyendo una capa de
material semiconductor sobre la capa del aislamiento.
El método de aplicación del semiconductor interno, aislamiento y semiconductor
externo en una sola operación se denomina "Sistema de Triple Extrusión". Las
ventajas claves de este proceso son: evitar que la superficie del aislamiento tenga
irregularidades, y garantizar el íntimo contacto entre el aislamiento y el
semiconductor. Lo que evita separaciones durante los ciclos térmicos o mecánicos.
Ambas razones son importantes pues tanto las irregularidades como las
separaciones crean puntos de ionización que debilitan y eventualmente hacen fallar
el cable disminuyendo drásticamente su vida útil.
158
Como se observa de lo anteriormente expuesto sobre los diversos tipos de
aislamiento, el polietileno reticulado prácticamente resolvió todos los problemas del
polietileno normal que de por sí es de excelente aislamiento. En efecto, el PE
reticulado XLPE no sufre de agrietamiento por agentes ambientales por ser de
naturaleza vulcanizada y no simplemente cristalizado por descenso de temperatura
lo cual implica que es imposible separar las moléculas por medio de disolventes ya
que el proceso de reticulación hace que se reorganicen en una sola macro-molécula.
Este mismo hecho hace que a temperaturas altas no se derrita perdiendo su forma
original sino que se ablande un poco conservando su forma, y a temperaturas
superiores a los 300 oC se carbonice.
Por consiguiente el riesgo de contacto entre el conductor central y el externo
concéntrico se elimina casi totalmente.
7.10 NIVELES DE AISLAMIENTO
La Norma ICEA S-66-524 Nema WC 7 parte III página 3, se tiene que la selección
del nivel de aislamiento del cable a usar en una instalación específica se lleva a cabo
con base en el voltaje aplicable fase a fase y en base a la categoría general del
sistema según se describe a continuación:
159
7.10.1 Nivel 100%
Los cables de esta categoría pueden aplicarse donde el sistema cuenta con una
protección por relés tal que las fallas a tierra sean despejadas tan rápidamente como
sea posible, pero en cualquier caso en menos de un minuto.
Si bien estos cables son aplicables en la mayoría de las instalaciones que se
efectúan en sistemas aterrizados, pueden también ser usados en otros sistemas en
donde la aplicación de cables sea aceptable siempre que los requisitos de despeje
de fallas antes anotados se cumplan para desenergizar completamente la sección
que ha fallado.
7.10.2 Nivel 133%
Este nivel de aislamiento corresponde al anteriormente designado para sistemas no
aterrizados. Los cables en esta categoría pueden aplicarse en situaciones en las
cuales el tiempo requerido para limpieza de fallas a tierra de la categoría
correspondiente al 100% no se puede garantizar, y sin embargo hay una seguridad
adecuada de que la sección averiada se desenergizará en un tiempo que no exceda
una hora. También pueden usarse cuando se desee una mayor fortaleza del
aislamiento que la dada por la categoría del nivel 100%.
160
7.10.3 Nivel 173%
Los cables de esta categoría deben utilizarse en los sistemas en los cuales el tiempo
requerido para desenergizar una sección aterrizada no está definido. Su uso se
recomienda también para los sistemas con puesta a tierra resonante. Consultar con
el fabricante para los espesores de aislamiento.
De lo anterior se deduce que en un sistema aterrizado y con protección por relés no
resulta necesario el empleo de espesores de aislamiento superiores al 100% a
menos que existan condiciones especiales que justifiquen el mayor costo incurrido,
resultante no solo de más cantidad de material de aislamiento sino también de
pantalla y chaqueta. Mediante el uso de los cables con aislamiento XLPE es casi
imposible encontrar razones valederas que justifiquen este sobrecosto ya que la
contaminación ambiental, los ciclos térmicos extremos y los esfuerzos mecánicos
sobre el aislamiento no tienen los efectos dramáticamente nocivos observables en el
PE normal.
7.11 CAPACIDADES DE CORRIENTE
El propósito de este numeral es recordar que la capacidad de corriente no es un
valor absoluto e inalterable que sea una característica definida de un tipo de cable,
sino que por el contrario es el resultado de la interacción entre el medio ambiente en
el cual se instala el cable y el cable en sí. En efecto, la corriente eléctrica que circula
por un conductor, debido a la resistencia de éste, genera una cierta cantidad de calor
161
que se traduce en un aumento de temperatura. Este aumento de temperatura no
necesariamente es el mismo que para dos cables iguales colocados en sitios
distintos ya que el aumento de temperatura está condicionado por la forma como se
disipa el calor hacia el medio ambiente.
Si el conductor está a una temperatura baja relativa a la del medio ambiente (caso
muy difícil pero que sirve para aclarar conceptos) el conductor simplemente no
podría disipar el calor generado por la corriente sino que tendría que guardarlo
aumentando su temperatura hasta que sea superior a la del medio ambiente,
momento en el cual ya puede empezar el proceso de disipación.
Este proceso, obviamente, está condicionado por las características del medio
ambiente en sí, ya que no es lo mismo un cable instalado en una canaleta inundada
en la cual el agua se lleva el calor facilitando la disipación, que el mismo cable
instalado en una capa de arena seca en donde el calor se conserva encerrado
dificultando la disipación; en este último caso, con la misma corriente y la misma
temperatura ambiente, el conductor alcanzará una temperatura mayor que en el
caso de la canaleta.
Los factores principales que influyen en la disipación de calor y por consiguiente en
la capacidad de corriente son:
− Tipo de conductor (cobre-aluminio).
− Capacidad térmica del aislamiento: XLPE, caucho normal 90 oC; papel
impregnado 85 oC; polietileno, PVC 75 oC; silicona 200 oC, etc.
162
− Conductividad térmica del aislamiento y cubierta.
− Conductividad térmica del medio ambiente, influida por la posibilidad de radiación
y/o convección (los medios fluidos permiten convección y radiación, los medios
sólidos sólo radiación).
− Presencia de fuentes de calor externas (tubería de vapor, fuentes geotérmicas,
otros cables con conductores cargados).
− Historia térmica del cable y sus alrededores. Explicamos este concepto: un cable
que ha estado por un período prolongado a 60 oC con una cierta corriente,
"satura" el medio o curva de temperatura en dicho medio. Si este cable tratamos
de cargarlo con más corriente, imponiendo un límite de temperatura superficial
máxima del conductor, veremos que su capacidad de corriente total es menor
que si el cable hubiera estado sin corriente durante un tiempo prolongado, no
produciendo saturación de calor ni gradiente de temperatura en el medio
ambiente.
− Conductores concéntricos
Los cables para media tensión (5 - 35 kV) pueden diseñarse con un componente
metálico sobre la pantalla de aislamiento con capacidad de transportar corriente
marginal o con capacidad de una corriente comparable a la del conductor central.
En el primer caso se cuenta donde este componente metálico únicamente como
elemento conductor encargado de llevar a tierra las pérdidas del conductor
causadas por la aplicación de la tensión de servicio, generalmente del orden de
pocos miliamperios, valor generalmente dependiente de la distancia entre
puestas a tierra de la pantalla. Estos pocos miliamperios no implican grandes
163
pérdidas y por consiguiente no producen mucho calor ni aumento de temperatura
de la pantalla, no afectando en nada la disipación de calor y el gradiente de
temperatura del sistema conductor centro - aislamiento - medio ambiente.
Algunos conductores utilizados en Norteamérica cuentan con una pantalla
concéntrica en algunos casos acorazadas, éste componente metálico de la
pantalla es realmente un segundo concéntrico de área suficiente como para llevar
corrientes similares a las del conductor central, el calentamiento de este
conductor concéntrico llevando corrientes significativas afectará el gradiente de
temperatura: en efecto, calienta el aislamiento y el medio ambiente,
disminuyendo la posibilidad de disipación del conductor central y haciéndole
llegar a su temperatura normal de servicio con amperajes notoriamente inferiores
a los obtenibles si el conductor concéntrico no sufre calentamiento.
La ICEA (Asociación Americana de Ingenieros de Cables Aislados) tiene un comité
de estudio de capacidades de corriente con participación activa de muchas
entidades como el IEEE, el AEIC, la NEMA y otras. Aparte de sus libros
"Ampacidades" de cables de cobre y aluminio normales, tiene también uno
correspondiente a cables con conductor concéntrico (formado por alambres, la suma
de cuyas áreas debe ser el 33% y el 100% del área respecto al central) cargado con
varios porcentajes de corriente respecto a éste; de estos libros se deduce que es
notoria la disminución de capacidad al aumentar la carga del conductor concéntrico,
según lo comentado anteriormente.
164
8 EL PROBLEMA DE LA REGULACIÓN DE VOLTAJE
La regulación de la tensión es un parámetro importante dentro del sistema de
distribución eléctrica debido a que un mal manejo del mismo trae como
consecuencia una mala calidad del servicio, por tal motivo es necesario mantener el
voltaje del sistema dentro de los límites de regulación que estipulan las normas
según el nivel de tensión, para lograr este objetivo es necesario implementar
mecanismos de control para poder garantizar la calidad del servicio. (NTC 1340)
Ya que la caída de voltaje es proporcional a la magnitud y al factor de potencia de la
corriente de carga que fluye a través del sistema, se comprenderá fácilmente que
aquellos consumidores situados eléctricamente más cerca de la fuente tendrán un
voltaje más alto que aquéllos que están más alejados de ella y por consiguiente
resulta muy complejo llegar a cada consumidor con un voltaje de utilización
constante.
165
8.1 EL CONCEPTO DE LA REGULACION DEL VOLTAJE
Se entiende por regulación de voltaje la caída porcentual de voltaje en una línea (Es)
referida al voltaje del extremo ( Er ).
ES ER
100%Er
Er - Es regulación de % ×=
Hay varios métodos para mejorar la regulación de voltaje a través de un sistema de
distribución. Unos elevan el voltaje al principio del alimentador cuando la carga
aumenta, reduciendo de esta manera las diferencias promedias de voltaje entre las
condiciones de carga en escenarios de demanda alta y carga en demanda baja para
todos los consumidores sobre el alimentador. Otros métodos consiguen disminuir la
impedancia entre la fuente y la carga, reduciendo así la caída del voltaje. También
se puede reducir la caída de tensión disminuyendo la corriente.
Cada uno de estos métodos tiene sus características propias en cuanto se relaciona
con la mejora del voltaje, costo por voltio de mejora y flexibilidad. La selección de
cuál método es más aplicable y cuál regulador de voltaje es mejor dependen del
sistema en particular y de los problemas que se presenten. Deben ser considerados
además el tamaño del sistema, el tipo de carga servida, localización de los equipos
existentes, la cantidad en que necesita ser corregido el voltaje, futuras expansiones
del sistema y crecimiento de la carga.
166
8.1.1 Caídas de tensión en el sistema
En general un sistema de distribución, sin tener en cuenta las subestaciones, está
conformado por varios componentes:
− Alimentadores primarios ( incluyendo ramales )
− Transformadores de distribución, y
− Líneas secundarias y acometidas
Se considerará a continuación las caídas de voltaje que se presentan en cada uno
de estos componentes
Una desviación de los valores prefijados para la caída de voltaje en el sistema, trae
como consecuencia la necesidad de utilizar equipos de regulación de voltaje para
suministrar en forma económica y satisfactoria un buen voltaje para todos los
consumidores.
Las caídas de voltaje serán discutidas para los varios tipos de alimentadores, desde
el primero hasta el último consumidor; no obstante debe considerarse que también
existe o hay una caída de voltaje entre la subestación y el primer consumidor para
que el voltaje a esté en el límite superior de la zona favorable de voltaje.
167
En general los equipos de regulación se encuentran localizados en las
subestaciones que sirven los varios alimentadores para así obtener el máximo
voltaje al primer consumidor.
8.1.1.1 Caídas de tensión en alimentadores residenciales
De acuerdo al voltaje de funcionamiento de la mayoría de los aparatos
electrodomésticos, es necesario que al consumidor le llegue un voltaje de 110 a 125
Voltios.
Al diseñar un alimentador primario para permitir máxima carga y cubrir toda el área
se debe considerar que el primer consumidor más cercano eléctricamente a la fuente
tenga el máximo voltaje (125 V) durante las condiciones de máxima carga y que el
consumidor más lejano tenga un voltaje mínimo de 110 V.
Se ha considerado que la caída de voltaje promedia para el alambrado interior
residencial no debe ser mayor de tres voltios durante las condiciones de máxima
carga; por consiguiente para tener un voltaje de utilización de 110 voltios, el voltaje
en la acometida de los consumidores debe ser de 113 voltios (como mínimo). Según
la norma NTC 1340 como consecuencia el voltaje margen, o sea, la diferencia entre
el primer y último consumidor es de 12 voltios, los cuales deben ser repartidos entre
los varios componentes del sistema.
168
8.1.1.2 Caída de los alimentadores primarios
La caída de voltaje permitida a la parte primaria de un alimentador residencial es de
6 voltios y es medida desde los terminales del primer transformador de distribución
hasta el último o más lejano eléctricamente hablando. La caída de tensión permitida
en alimentadores primarios es del 5% entre la fuente y el extremo del transformador.
8.1.1.3 Caída de los transformadores de distribución
Generalmente los transformadores se instalan para trabajar entre el 80% y el 100%
de su capacidad; ellos permanecen en servicio hasta que el crecimiento de la carga
haga que ellos incrementen su pico entre un 140% y 160%, de su capacidad
nominal, lo cual ocasiona una caída de voltaje de 3.5 a 4 voltios. Como la caída de
voltaje generalmente asignada a un transformador de distribución es de 3 voltios, se
hace por lo tanto necesario, cuando ello ocurre, variar el tap del transformador por
uno de mayor capacidad para conservar la caída de voltaje dentro de los límites
fijados.
8.1.1.4 Caída de tensión en las líneas secundarias
Las líneas secundarias son diseñadas de manera que al tiempo de su instalación
tengan una caída de voltaje de 2 a 2.5 voltios; y que cuando la carga aumenta dicha
caída se permita aumentar hasta 3.6 voltios máximo . La caída de voltaje permitida
en la línea secundaria es de 3.6 voltios. Por lo tanto cuando las condiciones
anteriores se presenten (una caída de 3,5V), se puede corregir esta situación
169
colocando un nuevo transformador entre los transformadores existentes y dividir la
línea entre esta unidad y las ya existentes, con lo cual se reduce la caída de la línea
secundaria.
8.1.1.5 Caída en la acometida
La caída de voltaje más generalmente aceptada para el servicio de acometida bajo
condiciones de máxima carga pesada es de 1 voltio, la cual puede ser un poco
mayor dependiendo de la longitud de dicha acometida.
Como puede verse la suma de las caídas de voltaje permitida o asignada a cada
porción del sistema es igual a 10 voltios. La diferencia de 2 voltios restantes no son
incluidos debido a que el regulador, al iniciar su operación en cualquier sentido,
recibe la señal de un relé ( relé del regulador de voltaje ) al cual se le asigna un
ancho de banda de más o menos 1 voltio, o sea, los dos voltios mencionados, dentro
de cuyos límites no inicia el regulador ninguna acción.
Las consideraciones anteriores, para las diferentes caídas de voltaje en las
componentes del sistema, se refieren al caso en que el primer transformador trabaja
en vacío y el resto a plena carga. En estas condiciones el voltaje al primer
consumidor será el mismo que el del primer transformador de distribución, o sea, 125
voltios, y el voltaje al último consumidor sería de 113 voltios.
170
8.1.2 Alimentadores rurales
Los alimentadores rurales son más largos que los alimentadores residenciales por lo
tanto los criterios de regulación de tensión en la zona urbana son diferentes a los de
la zona rural. En la gran mayoría de casos un transformador alimenta a lo sumo dos
o tres usuarios.
Como las redes secundarias son de gran longitud se acostumbra aumentar la
tensión a los transformadores hasta obtener el valor que se debe cumplir por norma.
8.1.3 Alimentadores industriales
Los alimentadores industriales carecen de líneas secundarias y pueden servir uno o
varios consumidores. Para estos alimentadores se manejan los mismos criterios de
las residencias bajo las regulaciones que la comisión de energía y gas (CREG)
estipule.
8.2 METODO PARA MEJORAR LA REGULACION DE TENSIÓN
Algunos métodos son:
− Regulación en las subestaciones de distribución
Capacitores
Equipos de regulación
− Regulación fuera de la subestación sobre los alimentadores
171
Capacitores en conexión shunt sobre alimentadores primarios
Capacitores en serie sobre los alimentadores primarios
También se puede mejorar la regulación de voltaje empleado los siguientes métodos:
- Equilibrando la carga sobre los alimentadores primarios
- Aumentando el calibre de los conductores
- Cambiando secciones del alimentador de monofásica a trifásica
- Instalando nuevas subestaciones y alimentadores primarios
- Aumentando el nivel del voltaje primario, y
- Utilizando reguladores suplementarios
A continuación se hace descripción de cada uno de los métodos enunciados para
mejorar la regulación del voltaje.
8.2.1 Control de voltaje en la subestación
8.2.1.1 Aplicación de Capacitores en las barras
La función de los capacitores en conexión shunt aplicados, ya sea como unidades
monofásicas o en grupos, es suministrar unos kvars al sistema. Estos capacitores
tienen un efecto sobre la red similar a un motor sincrónico sobre-excitado. Como
consecuencia de esto se produce un aumento en el voltaje, desde su punto de
localización hacia la fuente, el cual es igual a la reactancia del circuito por la corriente
172
del capacitor. Puede verse que este aumento de voltaje es independiente de las
condiciones de la carga.
Los capacitores en shunt pueden ser localizados en los sistemas de distribución, ya
sea sobre las barras de bajo voltaje, en las subestaciones de distribución o sobre los
alimentadores fuera de ellas.
Cuando se instalan en las subestaciones, los bancos capacitores son de gran
tamaño y es a menudo necesario que en condiciones de baja carga sacarlos de
servicio para evitar sobretensiones en la red.
La caída de voltaje de los alimentadores servidos desde una subestación donde han
sido instalados capacitores no cambia. El factor de potencia de los alimentadores
permanece constante, ya que la porción relativa de la carga está servida desde la
subestación. Debe entenderse que el margen del voltaje del alimentador es el
mismo y que sólo se aumenta el nivel total de voltaje del alimentador en una
magnitud dependiente de la cantidad de capacitores colocados en la subestación.
En términos generales el propósito de instalar capacitores en las subestaciones no
es el de controlar el voltaje, sino más bien suministrar kvars y con esto se logra
aumentar la capacidad de la subestación y de la línea de transmisión.
173
8.2.1.2 Equipo de regulación en la subestación
Para mejorar la regulación de voltaje en las subestaciones se emplean varios
equipos de regulación. La escogencia de cuál de ellos se utiliza depende de los
factores económicos sobre el diseño del sistema. Estos equipos pueden ser:
- Un mecanismo cambiador de derivaciones bajo carga de los transformadores de
la subestación.
- Un regulador separado localizado entre el transformador y las barras de voltaje.
- Capacitores desconectables en las barras de bajo voltaje.
- Un regulador individual en cada uno de los alimentadores en la subestación.
Debe tenerse en cuenta que el máximo voltaje a la salida de la subestación estará
siempre limitado por el consumidor más cercano eléctricamente a ella.
8.2.2 Regulación fuera de la subestación sobre los alimentadores primarios
8.2.2.1 Reguladores sobre los alimentadores
A lo largo de loa alimentadores primarios las caídas excesivas de voltaje, pueden ser
compensadas mediante el empleo de reguladores adicionales localizados en
aquellos puntos en los cuales durante las condiciones de máxima carga, el voltaje
cae a valores inferiores al permitido; se debe tener en cuenta, por razones
económicas, al efectuar el cálculo de estos reguladores suplementarios, que ellos
pueden continuar prestando servicio cuando la carga aumenta a valores superiores a
aquélla en el tiempo de su instalación.
174
Estos reguladores se instalan generalmente en serie sobre los alimentadores, pero
debe tenerse en cuenta, que su número generalmente está limitado por las pérdidas
en la línea y la capacidad térmica de los alimentadores.
Los alimentadores rurales, por regla general, no deben llevar como máximo más de
tres reguladores; si es indispensable, la mejor solución es la de aumentar el nivel de
voltaje del alimentador a valores fijos, teniendo en cuenta que durante las
condiciones de carga liviana no se presenten voltajes excesivos.
8.2.2.2 Capacitores en conexión shunt
Los capacitores para mejorar la regulación deben ser conectados fijos o con
aparatos de control, para conectar o desconectar parte del grupo de acuerdo con las
condiciones de la carga.
Los capacitores en general cuando son aplicados al final de los alimentadores que
suministran cargas de factor de potencia retrasada, producen varios efectos los
cuales deben ser analizados al considerar su aplicación. Entre estos efectos se
pueden citar:
− Mejoran el nivel de voltaje a la carga
175
− Mejoran la regulación de voltaje si los bancos de capacitores poseen equipos de
control para desconectar o conectar unidades, de acuerdo con las variaciones de
la carga.
− Mejoran el factor de potencia.
− Disminuyen la carga de los alimentadores permitiendo un aumento de ésta
La caída de voltaje en los alimentadores o líneas cortas pueden ser
aproximadamente representada por la ecuación:
Caída de voltaje = R Ir + X Ix
Al colocar capacitores en paralelo al final de la línea se disminuye la caída de voltaje
o lo que es lo mismo aumenta el voltaje. La nueva caída será aproximadamente:
Caída de voltaje = R Ir + X ( Ix - Ic )
De esta ecuación se puede ver si Ic se hace suficientemente grande, tanto la caída
por resistencia como por reactancia pueden ser neutralizadas. También si la caída
de voltaje es compensada para condiciones de carga (plena) al emplear capacitores
fijos, podrían presentarse sobrevoltajes en condiciones de carga liviana, ya que la
corriente del capacitor es independiente de la carga. Cuando se emplean
capacitores fijos sobre alimentadores primarios, ellos proveen un aumento del nivel
de voltaje constante bajo cualquier condición de carga.
176
Empleando capacitores en paralelo sobre los alimentadores puede ser mejorada la
regulación de voltaje si ellos tienen medios de desconexión de manera que puedan
estar conectados durante las condiciones de carga pesada y desconectados durante
las condiciones de carga liviana.
El aumento porcentual en el voltaje está dado por la fórmula:
2kV x10)X ( x) d ( C.kVA x voltaje del aumento de % =
Donde:
C.kVA = kVA reactivos del banco trifásico
d = distancia en metros de barras al banco
x = reactancia del alimentador en ohmios por metro
kV = Voltaje de línea
Si la fórmula se aplica para una línea monofásica la reactancia tiene valor doble.
La cantidad de kVA agregados al alimentador y su localización sobre él dependen
entre otros factores de la distribución de las cargas; el tamaño de los alimentadores;
el factor de potencia, y las condiciones del voltaje.
177
8.2.2.3 Instalaciones de capacitores en serie
Otro método de mejorar la regulación de voltaje en los sistemas de distribución
consiste en la aplicación de capacitores en serie sobre los alimentadores primarios,
con lo cual se reduce la caída de voltaje.
La caída de voltaje en un alimentador es aproximadamente:
Caída de voltaje = Ir1 Cos φ + Ix1 Sen φ
Al colocar los capacitores en serie la caída de voltaje se convierte en:
Caída de voltaje = Ir1 Cos φ + Ix Sen φ ( X1 - XC )
De esta ecuación puede verse que si X1 = XC la caída de voltaje queda reducida
únicamente a la caída resistiva en el alimentador, o sea:
Caída de voltaje = Ir1 Cos φ
Puede deducirse de aquí entonces, que el efecto de la conexión de los capacitores
en serie con la línea, es el de reducir su reactancia. Es también de notarse que el
factor de potencia de la corriente de carga debe ser retrasado para que los
capacitores en serie cumplan satisfactoriamente su función, la cual es la de disminuir
la caída de voltaje entre el extremo generador y receptor. Si el factor de potencia
fuese el cercano a la unidad, los capacitores en serie no tendrían prácticamente
178
razón de aplicación. Si el factor de potencia fuese adelantado, se presentaría una
situación en la cual, con la aplicación de capacitores en serie se disminuiría el voltaje
en el extremo receptor.
El uso de capacitores en serie causa un aumento en el voltaje cuando la carga
aumenta. El voltaje sobre el lado de la carga es elevado por encima del de la fuente,
de una manera similar a como lo efectúa un regulador automático de paso.
Como se dijo antes, su empleo produce un aumento en el voltaje, el cual aumenta
con el incremento de la carga; como consecuencia de esto los capacitores sirven
como medio para mejorar la regulación del voltaje del alimentador. Como
consecuencia del aumento de voltaje al momento de su conexión al sistema, su
aplicación es particularmente conveniente sobre alimentadores donde se presenta
parpadeo en las lámparas debido a continuas fluctuaciones de la carga, como
consecuencia de arranque frecuente de motores, variación de la carga en ellos,
funcionamiento de soladores u hornos eléctricos.
A continuación se presenta una descripción de diferentes métodos para mejorar la
regulación de voltaje sin el empleo de los equipos adicionales ya descritos.
179
8.2.3 Métodos para lograr la regulación de voltaje sin equipos adicionales
8.2.3.1 Repartición o equilibrio de cargas sobre los alimentadores primarios
Cuando un alimentador trifásico tiene mala regulación de voltaje, uno de los factores
que primero se debe comprobar, es la carga sobre cada fase; si ésta es la misma
sobre cada una de ellas, se sobrentiende que están equilibradas y por lo tanto se
puede obtener máxima regulación. Si la carga no está equilibrada deben buscarse
medios para lograrlo, pues de otra manera pueden presentarse el caso de que los
equipos de la subestación, tales como reguladores de voltaje, transformadores, etc.,
puedan sobrecargarse en la fase de mayor carga, no importa que la carga total
trifásica sobre los alimentadores no sea excesiva.
8.2.3.2 Cambiando el calibre de los conductores
En los sistemas de distribución, cuando el crecimiento de la carga se presenta, los
conductores se sobrecargan presentándose una baja regulación, además de un
sobrecalentamiento excesivo de los mismos. Un método de corrección, aunque
poco económico, es el cambiar los conductores existentes por otros de mayor
calibre, que disminuyan las caídas de tensión y a la vez permitan aumentos futuros
de la carga.
8.2.3.3 Cambiando secciones del alimentador de monofásico a polifásico
Aunque generalmente los alimentadores principales en los sistemas de distribución
son trifásicos, muy a menudo las derivaciones o ramales laterales son monofásicos.
180
En éstos las caídas de voltaje son más altas, pues se componen de la caída del
conductor de fase y la del retorno. El crecimiento de la carga en estos ramales
afecta por consiguiente más estas caídas.
La solución para obviar este problema podría ser el cambiar a un conductor de
mayor calibre; pero desde el punto de vista de una mejor repartición de la carga,
aunque un poco más costoso, es a veces preferible efectuar el cambio de la red
monofásica por un sistema trifásico, que reduce considerablemente las caídas de
voltaje pudiéndose utilizar los mismos conductores o quizás de calibres menores que
los existentes.
Las relaciones que se dan a continuación muestran las apreciables disminuciones en
las caídas de voltaje que se pueden obtener, al utilizar sistemas polifásicos en lugar
de los monofásicos existentes:
Caída de voltaje en sistema monofásico = 2 IZ
Caída porcentual = 2 IZ / E x 100
Caída de voltaje en sistema trifásico = IZ
Caída porcentual = IZ / E x 100
El voltaje E para las fórmulas anteriores es el voltaje de línea a neutro; la corriente I
es la corriente de línea.
181
Si se considera la misma carga para ambos sistemas se tendrá que: I1φ = 3I3φ
Se puede demostrar que al emplear un sistema trifásico, se obtiene una reducción
de 5/6 en la caída de tensión con respecto al sistema monofásico.
En el caso de agregar solamente un conductor de la fase a un ramal monofásico
para formar un sistema bifásico a tres hilos y dividir la carga igualmente entre las dos
fases, la reducción en la caída de voltaje no se puede representar por una simple
relación como en el caso de monofásica a trifásica, pues la cantidad en que se
reduce la regulación de voltaje con respecto al circuito monofásico depende de
cuáles sean las dos fases consideradas, el factor de potencia de la carga y la
relación de la resistencia y la reactancia del circuito.
8.2.3.4 Elevando el nivel del voltaje primario
Es sabido que cuando se eleva el nivel de voltaje de un sistema, manteniendo la
misma carga, la corriente de la línea del alimentador se reduce en forma inversa al
cambio de voltaje y por consiguiente la regulación se reduce con el cuadrado del
cambio de voltaje.
En general lo mismo que sucede con el cambio del calibre del conductor ocurre con
la elevación del nivel del voltaje en los alimentadores primarios.
182
Entre los factores que pueden incidir en el cambio de nivel del voltaje se encuentran,
entre otros, la localización de la subestación y el crecimiento de la carga.
8.3 EQUIPO PARA LA REGULACION AUTOMATICA DE VOLTAJE
En cuanto al equipo de regulación propiamente dicho se considera como más
ampliamente usados los siguientes reguladores automáticos de voltaje para sistemas
de distribución.
− Cambiadores de derivación bajo carga en los transformadores de la subestación y
distribución
− Capacitores concectables en paralelo y en serie
8.3.1 Mecanismos cambiadores de derivación bajo carga en los
transformadores de subestación y distribución
El equipo cambiador de derivaciones bajo carga, empleado para la regulación del
voltaje en los transformadores de distribución o en los transformadores de potencia,
localizados en las subestaciones, mantienen un voltaje constante sobre los
terminales secundarios (barras) o a lo largo de los alimentadores de acuerdo con las
variaciones de la carga.
183
La operación básicamente consiste en cambiar la relación de transformación de los
devanados para así mantener el voltaje deseado en los terminales secundarios del
transformador. El cambio de derivaciones bajo carga o cambio en la relación de
transformación, como su nombre lo indica, se realiza sin necesidad de abrir el
circuito, por medio de un autotransformador con derivaciones en su punto medio.
El autotransformador debe ser diseñado para operar satisfactoriamente en tres
posiciones: posición normal, posición intermedia y posición de puente. Cuando el
autotransformador opera en su posición intermedia, toda la corriente de carga pasa a
través de la mitad de él, excitándolo a su voltaje normal de operación.
Cuando el autotransformador está en su posición de puente, la corriente de carga se
divide igualmente, fluyendo la mitad por cada parte del autotransformador; esta
corriente circulante, está limitada esencialmente por la impedancia del
autotransformador preventivo y su factor de potencia es tan bajo que puede
considerarse completamente inductivo.
Hay varios tipos y circuitos cambiadores de derivaciones, los cuales dependen de los
valores de voltaje y kVA del circuito. Generalmente están construidos con rangos
de regulación divididos en 8 - 16 y 32 pasos. El rango usual de operación es de ±
10% del voltaje ratado de línea, encontrándose también de ± 7.5% y ± 5%.
184
8.3.2 Capacitores en paralelo desconectables
Cuando se emplean capacitores en paralelo, si poseen equipos automáticos de
desconexión, pueden ser considerados como reguladores automáticos de voltaje.
Su mayor aplicación a los sistemas de distribución es el tipo de paso simple y están
localizados sobre los alimentadores primarios, cerca a la carga. Por el contrario los
bancos de paso múltiples se encuentran generalmente localizados en las
subestaciones de distribución. La mayor parte de los bancos son trifásicos y están
formados por unidades individuales ratadas a 25 - 50 ó 100 kvars.
Un cambio en el voltaje de un 2 ó 3% es común en la aplicación de capacitores en
shunt. En los casos en que se realizan pocas operaciones ( de 2 a 5 ) se pueden
llevar a cabo cambios hasta de un 5% en el voltaje.
Los capacitores producen dos beneficios principales sobre el voltaje:
− En el caso de capacitores desconectables, pueden ser usados para suplementar
o reemplazar reguladores de voltaje de alimentadores, reguladores de voltaje en
barras de subestación o transformadores con mecanismo de derivación bajo
carga.
− Cuando se usan fijos, ellos pueden elevar el nivel del voltaje promedio del
sistema, reduciendo el costo de la regulación. Los capacitores fijos no deben ser
considerados como reguladores de voltaje ya que su acción directa consiste en
oponerse a los cambios bruscos de tensión, pero puede considerarse que al
elevar el voltaje al nivel de voltaje promedio equivale a reducir el gradiente de
185
voltaje a lo largo del alimentador. Por consiguiente, si capacitores fijos son
correctamente aplicados puede considerarse que la relación entre el voltaje al final
del alimentador y el voltaje en barras bajo condiciones de carga pesada, es muy
cercano a la unidad.
8.3.3 Conexión de capacitores en paralelo
Los bancos de capacitores sobre los sistemas de distribución pueden ser conectados
en unidades trifásicas, en delta o en estrella, con o sin neutro a tierra. La conexión
preferida depende del tipo de sistema, la localización del banco e interferencias
telefónicas que se pueden presentar y la capacidad de los fusibles empleados.
Los bancos en delta o en estrella, sin neutro a tierra, presentan el inconveniente de
ofrecer la posibilidad de inversión del neutro o presenta condiciones de resonancia
cuando una o dos fases entre el banco y la fuente se abren y entonces mantendrá
algún voltaje sobre la fase abierta al quedar conectados los capacitores en serie, con
lo cual puede dañarse el transformador o los equipos al lado de la carga.
186
9 DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN
En este capítulo se darán algunas pautas sobre el Diseño de Redes de Distribución
tanto de Redes Primarias como de Redes Secundarias.
9.1 DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCION
Para el diseño de redes de distribución se deben tener en cuenta los siguientes
criterios.
9.1.1 Levantamientos Topográficos
El levantamiento topográfico, generalmente se hace utilizando una lienza si las
distancias son cortas y el terreno es benéfico, o utilizando tránsito o telémetro si las
distancias son mayores o el terreno tiene características mucho más difíciles.
187
El levantamiento topográfico deberá ser lo más completo posible; indicándose hasta
donde sea posible la mayor parte de los detalles que ayuden al diseñador a tener
una mejor concepción del terreno y de las posibles dificultades que éste pueda
ofrecer.
Los levantamientos topográficos varían un poco según su objeto, esto dependiendo
si es para la elaboración de un proyecto nuevo o para la rectificación de unas redes
ya existentes.
En los levantamientos nunca deben faltar los siguientes puntos:
- La localización exacta de vías (calles, carreteras, caminos, accesos, etc.)
- La ubicación exacta de casas, edificios, fincas, etc.;
- En el plano se debe indicar que casas tienen energía eléctrica y cuales no.
Cuando el levantamiento que se hace tiene por objeto una rectificación de una red ya
existente, el plano deberá indicarlas de acuerdo a los símbolos que para tal objeto
existen.
Las redes primarias se localizan indicando el calibre de los conductores, el tipo de
cable (aluminio o cobre), la disposición y la clase de ramal (monofásico o trifásico).
Se deben mostrar también las características de las redes secundarias existentes,
indicando claramente si éstas son de cobre o aluminio, los calibres y además si
vienen aseguradas en postes o en las fachadas de las casas.
Se debe indicar claramente la cantidad de usuarios conectados.
188
Además si alguno de los ramales secundarios se alimenta desde un transformador
ubicado fuera de la zona del levantamiento, deberá levantarse totalmente éste,
mostrando como en el caso anterior, las acometidas que éste sirve. Es necesario
indicar la capacidad y el número de acometidas que alimenta el transformador en
mención.
Un proceso similar al anterior, se sigue para indicar la ubicación de las redes de
iluminación. En éstas se debe mostrar la localización de las luminarias.
Deberán levantarse las canalizaciones primarias y/o secundarias que existan,
indicando en lo posible, el calibre de los conductores, el número de ductos y sus
diámetros.
A medida que se avanza en el levantamiento de las redes, se debe especificar
claramente en qué estado se encuentra cada una de ellas, señalando si es
necesario su reposición o no.
Cuando el levantamiento topográfico se elabora en una zona rural y no existe
nomenclatura definida, se debe especificar las casas con los nombres de sus
respectivos dueños.
Cuando el terreno no tiene una nomenclatura definida, en el plano topográfico, se
deben indicar sitios de referencia como árboles grandes, rocas, ríos, puentes, etc.
189
Con el levantamiento terminado, se puede iniciar la elaboración del proyecto. El
proyecto definitivo será el resultado de la aplicación correcta de las normas que
existen para tal fin, además de los criterios que el operador de red tenga definido.
9.1.2 Proyecto de la red secundaria
El proyecto de la red secundaria se basa en el cálculo de los siguientes factores:
regulación de voltaje, sección de los conductores, longitud de los ramales y la
corriente de las cargas.
El voltaje en el punto de utilización debe estar entre 110 y 125 V. y para conseguirlo
se requiere que el conjunto transformador de distribución y red secundaria tenga una
regulación no mayor de 5.5%. De este porcentaje corresponde a la red propiamente
un 3% y al transformador un 2.5%.
La sección del conductor y la longitud de los ramales se pueden encontrar por
métodos matemáticos aunque en muchos casos se encontrará que la norma indicará
que conductor se debe utilizar.
La magnitud de las cargas no es posible fijarla con exactitud, pero hay métodos
estadísticos que permiten calcularlas con pequeños márgenes de error.
190
9.1.3 Estimativa de las cargas
Las cargas de los sistemas secundarios se supone uniformemente distribuidas a lo
largo del ramal, excepto en los casos especiales en los cuales se note una
distribución muy irregular. Con esta consideración se simplifica notablemente el
número de operaciones matemáticas y se llega a una solución práctica.
En el cálculo de redes secundarias, la carga es el primer factor que se debe estimar
para proceder luego al cálculo de la sección de conductor.
Existen dos métodos para estimar la carga
9.1.3.1 Cálculo de la carga a partir de la potencia instalada
Uno de los métodos para estimar la carga que de ha de servir de base para efectuar
los cálculos de longitud y sección de los conductores, es partir de la potencia
instalada en cada establecimiento de consumo. Para ello se realiza un muestreo
seleccionando sectores típicos y dentro de ellos residencias típicas para conocer sus
cargas. El concepto de la carga instalada no podrá aplicarse directamente en los
cálculos de sección del conductor por dos razones: La primera porque la carga
instalada de un consumidor no estará actuando toda al mismo tiempo, y la segunda
porque no todas las acometidas absorberán la máxima potencia en el mismo
momento. Las anteriores consideraciones se refieren al factor de demanda de cada
establecimiento y al factor de coincidencia entre ellas.
191
El factor de demanda que es la relación entre la demanda máxima y la carga
conectada, tiene valores que oscilan entre 0,4 y 0,45 para residencias de alto
consumo y 0,8 para las de bajo consumo. Mientras que en el caso de centros
comerciales puede estar entre 0,5 y 0,9.
El factor de coincidencia se encuentra dentro de límites más amplios, 0,3 para gran
número de consumidores y 0,9 para dos o tres consumidores. La demanda máxima
de un grupo de abonados estará dada por:
Dm = Ci x N x Fd x Fc
Donde:
Dm = Demanda máxima o carga a servir en kW o kVA
Ci = Carga instalada en KW o kVA.
N = Número de residencias (Usuarios)
Fd = Factor de Demanda (0,4 - 0,8).
Fc = Factor de Coincidencia (0,5 - 0,9).
9.1.3.2 Cálculo de la carga a partir de la demanda diversificada
Se puede estimar la carga a partir de la demanda máxima diversificada por
consumidor. En este caso se construye un gráfico en cuya abscisa se encuentra el
número de consumidores y en la ordenada demanda máxima diversificada por
consumidor (kVA máximo por instalación). Estas curvas se construyen para una
región o ciudad, la cual se divide en sectores de acuerdo a su mayor o menor
consumo de energía. Se pueden construir curvas para consumos altos, medios y
192
bajos y sus respectivas subdivisiones, por ejemplo se podría definir un sector de
consumo medio-bajo en casos en los cuales se encuentren una zona de transición
muy marcada entre los sectores medio y bajo. Los límites que demarcan cada sector
dependen de las características urbanísticas, de las costumbres, del clima y de los
ingresos económicos. Estos sectores son llamados frecuentemente estratos.
Para la construcción de la curva correspondiente a un sector determinado se
selecciona una zona típica y en ellas se efectúan las medidas con un aparato
registrador de demanda máxima, tal dispositivo se coloca durante una semana sobre
un circuito secundario con el objeto de registrar la máxima demanda sobre el circuito
(tiempos de registro inferiores a una semana son poco confiables para registrar la
máxima demanda).
Con el número de consumidores conectados al circuito del que se tomo la curva, se
obtiene la demanda máxima diversificada por consumidor dividiendo la demanda
máxima por el número de consumidores. De esta forma se obtiene un punto de la
curva.
Encontrada la curva se puede utilizar para encontrar la carga en sectores similares
de la siguiente forma: Con el número de residencias que se van a conectar a un
ramal secundario se busca en la curva la demanda diversificada máxima por
consumidor, este valor se multiplica por el número de residencias y el resultado será
la carga en kVA a servir por el ramal secundario.
193
En el caso de Empresas Públicas de Medellín se tienen las curvas de demanda
diversificada tabuladas de tal manera que el diseñador consulta directamente en la
tabla el número de instalaciones y obtener los kVA máximos para cada uno de los
estratos, estas tablas indican el transformador a utilizar y el porcentaje de carga con
que queda dicho transformador.
Zonas de dem anda
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Núm e ro de us uar ios
kV
A/in
sta
laci
ón
Estrato 6
Estrato 5
Estrato 4
Estrato 3
Estrato 2
Figura 25. Curva de demanda diversificada
194
Tabla 10. Demanda diversificada
DEMANDA DIVERSIFICADA
NO. INST. ESTRATO 6 ESTRATO 5 ESTRATO 4 ESTRATO 3 ESTRATO 2
KVA MÁX / INSTALACIÓN
1 6.3998 5.9498 5.4998 5.0000 4.5000 2 5.0500 4.6500 4.2500 3.4999 2.7499 3 4.5000 4.1000 3.7000 3.0200 2.3500 4 4.1000 3.6998 3.3000 2.6798 2.0700 5 3.8500 3.4600 3.0700 2.4900 1.9200 6 3.6500 3.2800 2.9000 2.3500 1.8000 7 3.4500 3.1000 2.7500 2.2200 1.6999 8 3.3000 2.9500 2.6000 2.1200 1.6500 9 3.2000 2.8500 2.5000 2.0500 1.6000 10 3.0998 2.7499 2.4000 1.9800 1.5700 11 3.0000 2.6799 2.3499 1.9500 1.5500 12 2.9000 2.5800 2.2500 1.8900 1.5300 13 2.8500 2.5301 2.1998 1.8600 1.5300 14 2.8000 2.4801 2.1498 1.8300 1.5200 15 2.7500 2.4300 2.1000 1.8000 1.5000 16 2.7000 2.3900 2.0700 1.7798 1.5000 17 2.6500 2.3500 2.0499 1.7700 1.5000 18 2.6200 2.3400 2.0500 1.7700 1.5000 19 2.6000 2.3200 2.0300 1.7599 1.5000 20 2.5699 2.3000 2.0300 1.7599 1.5000 21 2.5500 2.2800 2.0300 1.7600 1.5000 22 2.5200 2.2800 2.0300 1.7500 1.4700 23 2.4978 2.2500 2.0000 1.7300 1.4700 24 2.5000 2.2500 2.0000 1.7300 1.4700 25 2.4798 2.2395 2.0000 1.7300 1.4600 26 2.4698 2.2350 1.9999 1.7200 1.4500 27 2.4600 2.2300 2.0000 1.7200 1.4500 28 2.4498 2.2299 1.9998 1.7200 1.4500 29 2.4499 2.2099 1.9699 1.7100 1.4500 30 2.4500 2.2100 1.9700 1.7100 1.4500 31 2.2098 1.9698 1.7100 1.4500 32 2.2099 1.9598 1.6999 1.4400 33 2.2000 1.9500 1.6900 1.4400 34 2.1999 1.9500 1.6899 1.4400 35 1.9500 1.6899 1.4300 36 1.9500 1.6900 1.4300
195
DEMANDA DIVERSIFICADA
NO. INST. ESTRATO 6 ESTRATO 5 ESTRATO 4 ESTRATO 3 ESTRATO 2
KVA MÁX / INSTALACIÓN
37 1.9399 1.6800 1.4199 38 1.9299 1.6699 1.4199 39 1.9200 1.6700 1.4200 40 1.6699 1.4199 41 1.6699 1.4199 42 1.6700 1.4200 43 1.6699 1.4199 44 1.6699 1.4199 45 1.6700 1.4200 46 1.4199 47 1.4199 48 1.4216 49 1.4199 50 1.4199 51 1.4200 52 1.4200 53 1.4199
Por ejemplo se tienen 17 instalaciones para alimentar, en clase alta (Estrato 6)
kVA / Instalación = 2,65 kVA
kVA totales = 45,05 kVA
El transformador más apropiado es de 50 kVA y queda cargado al 90.10%
Cabe notar que estas curvas de demanda diversificada son utilizadas para realizar
diseños en la ciudad de Medellín y el departamento de Antioquia, sin embargo estas
curvas pueden cambiar en el transcurso del tiempo debido a los planes de
penetración del gas y los planes de uso racional de la energía y a otros planes
estratégicos que se presenten en la ciudad, no obstante, la metodología descrita
196
anteriormente se aplicará sin cambio a las nuevas curvas que para diseño entreguen
los diferentes operadores de red.
9.1.4 Ubicación de los postes
El conjunto de conductores que transporta la energía eléctrica en una red aérea, se
instala a cierta altura sobre el terreno. Los conductores están sostenidos por
crucetas u otros tipos de soportes debidamente asilados de éstos. Los soportes a su
vez van montados sobre postes, cuya misión primordial es mantener separados los
conductores a una altura conveniente del terreno. Los postes se apoyan en el
terreno por medio de cimientos.
El vano horizontal es la distancia horizontal medida en metros entre dos apoyos
(postes).
Aunque los postes pueden ser de cualquier material, siempre que cumplan las
condiciones debidas de seguridad, en la práctica solamente se utilizan de madera,
concreto y metálicos.
En instalaciones urbanas se utilizan apoyos de 12 y 14 metros para red primaria y
de 8 y 9 metros para red secundaria
Los postes para ramales monofásicos rurales pueden ser de madera y su altura es
de 7 metros para la secundaria y 10 metros para la primaria.
197
Con respecto a los vanos horizontales, pueden ser considerados óptimos los
siguientes:
Red secundaria: Vanos urbanos: de 25 a 30 m.
Vanos rurales: de 40 a 200 m.
Red primaria: Vanos urbanos: de 50 a 60 m. Vanos rurales: de 300 a 400 m.
Los postes de madera deben evitarse donde haya nivel freático alto y donde
frecuentemente se presenten descargas atmosféricas, pues un rayo puede
incendiarlos.
En la práctica estos vanos varían debido a diversos factores como: servidumbres,
obstáculos, ubicación del mismo poste, etc. Pero, debe tratarse en lo posible que el
número de postes sea el mínimo o implementar postes especiales (como el poste
tipo H) que hacen posible la obtención de un vano mayor, evitando además la unión
entre los conductores pues se logra una mayor separación entre ellos.
De acuerdo con la disposición de las construcciones o lotes a alimentar, se escoge
provisionalmente las posibles rutas de los ramales secundarios y primarios,
marcando los puntos donde se colocará la postería, tratando siempre de llevar la
línea por la vía pública para evitar servidumbres que posteriormente se traduzcan en
inconvenientes para las empresas o para el dueño de la línea. El poste deberá ser
instalado justamente en el punto límite entre dos construcciones o lotes
198
(medianerías), evitando así la futura obstaculización de garajes, salidas de viviendas,
etc.
9.1.5 Ubicación de transformadores
La ubicación de los transformadores de distribución depende del buen criterio del
diseñador. La única herramienta que éste tiene, además de su criterio, es el hecho
de que el transformador debe ser centro de carga, esto con el objeto de que las
acometidas se puedan desprender de él en forma radial, pudiendo alimentar un
número determinado de instalaciones con una menor cantidad de cable; además la
distancia entre el transformador de distribución y la instalación se hace menor,
pudiéndose minimizar las pérdidas y la caída de tensión.
Es de anotar, que de cada transformador pueden derivarse 2 ó 3 ramales
secundarios. Con 4 ó más ramales no se aconseja hacer la instalación, ya que al
aumentar el número de empalmes, se presentan problemas térmicos en las uniones,
los cuales favorecen la aparición de fallas y daños en la red.
Debe evitarse, en cuanto sea posible, programar líneas primarias y transformadores
en sitios muy cercanos a muros y a construcciones para evitar posibles accidentes.
199
Figura 26 . Transformador como centro de carga
9.1.6 ACOMETIDAS
Es la parte del sistema eléctrico de distribución que une líneas de distribución con
media o baja tensión de las empresas de energía, hasta los equipos de
transformación o los bornes de entrada del medidor de los distintos usuario. Las
acometidas de baja tensión pueden ser aéreas o subterráneas. (NTC 2050 Tabla
220-32)
9.1.6.1 Acometidas en media tensión
Es una derivación del circuito primario que se utiliza para alimentar un centro de
transformación. En este caso, las líneas primarias se llevan hasta el transformador a
través de un pórtico con transformadores de medida y equipos de protección. A
partir del transformador (subestación) se toman circuitos secundarios que finalmente
abastecen de energía a los equipos eléctricos.
9.1.7 Acometidas aéreas en baja tensión
Estas acometidas se toman directamente de la línea secundaria de un transformador
monofásico cuando de trata de una zona residencial o de un transformador trifásico
200
cuando se trata de una carga de gran densidad como por ejemplo una pequeña
industria o un establecimiento comercial en el cual se necesite energía trifásica.
Poste
Medidor
Usuario
LíneaSecundaria
COLILLA
ACOMETIDA
A
Figura 27. Acometida aérea
La colilla es el empalme realizado entre los conductores de la acometida y la trenza
de la red secundaria. Este empalme se hace mediante conectadores de
compresión.
9.1.8 Acometidas subterráneas en baja tensión
Estas acometidas se toman de una caja de distribución y se llevan mediante
conductores subterráneos hasta el medidor o equipo de control del usuario. Estas
acometidas pueden provenir de redes aéreas o subterráneas.
En este tipo de acometidas debe tenerse especial cuidado con el aislamiento de los
empalmes, protección contra la humedad, cortaduras, etc.
201
9.1.9 Pautas generales para acometidas aéreas y subterráneas
− Las acometidas aéreas no podrán tener una longitud mayor de 20 metros. (Ver
Norma RA4-020/1 EEPPM).
− Las acometidas subterráneas no podrán tener una longitud mayor de 35 metros.
(Ver Norma RS1-034 EEPPM).
− No se deben conectar más de 6 acometidas a partir de una caja de distribución o
de una colilla en un mismo poste.
− Las acometidas aéreas que crucen calzadas tendrán la altura apropiada para que
no sean arrastradas por vehículos o representen algún riesgo para los
transeúntes.
− Las acometidas subterráneas por ser más costosas, se proyectarán en casos
especiales en donde la estética y el tipo de construcción así lo exija.
− Las acometidas subterráneas se derivarán en conductores de cobre, por tubería
desde las cajas de distribución hasta los contadores.
− Cuando la acometida es subterránea la bajante en el poste se hace en
conductores de cobre. El cruce de la calzada, también de cobre, se construye
una tubería PVC tipo DB de ∅ 3”, entre las dos cajas de distribución
correspondientes (Ver Norma RS1-036 EEPPM).
202
9.1.10 Bajantes
El calibre mínimo para bajantes será el No. 4 Cu. AWG, se podrá instalar al interior
del poste cuando éste sea de concreto y se encuentre libre en su interior y para
calibres de un diámetro igual o inferior a dos conductores No. 1/0 Cu AWG más un
conductor No.2 Cu AWG. De lo contrario se deberán adecuar en tubería metálica
galvanizada en diámetro de ∅ 3” para calibres de diámetro superior. (Ver Norma
RA8-006 EEPPM) El tubo metálico se instalará con boquilla cuando exista caja de
distribución en la base del poste, de los contrario, se instalará con capacete.
9.1.10.1 Cálculo de bajantes en los postes.
El cálculo de la corriente para los bajantes en los postes se realiza a partir de la
siguiente fórmula:
I = ( P / V ) x 1.25
P: Es la potencia calculada de la tabla de diversidad según el número de
instalaciones conectadas y de los diferentes niveles de consumo.
V: Es la tensión normal de funcionamiento o voltaje de operación entre fases
V = 240 voltios para sistemas monofásicos.
V = 208 voltios para sistemas trifásicos.
I: Corriente.
1,25 Es el factor de seguridad para dimensionar los conductores.
203
Por ejemplo: Cálculo de la corriente para un bajante ubicado en estrato 4 que
alimenta dos instalaciones se tendrá la siguiente información:
kVA / Instalación = 4,25 (De la tabla de demanda diversificada RA8-009)
Para dos instalaciones la potencia P = 8500 VA
I = ( P / V ) x 1.25
I = ( 8500 VA / 240 V ) x 1.25
I = 44,27 A
El conductor apropiado para este bajante es un Cobre calibre No. 8 AWG, con
aislamiento tipo THW que tiene una capacidad de conducción de 45 Amperios
(RA8-003). Sin embargo el calibre mínimo a utilizarse en un bajante es Cobre calibre
No. 4 AWG, con aislamiento tipo THW y el neutro como mínimo deberá ser Cu No.6
THW
9.1.11 Cuadro de cargas.
El cuadro de cargas presenta la información de cargabilidad de los transformadores
involucrados en el proyecto indicando el estrato socioeconómico de la zona de
trabajo.
Adicionalmente debe incluir la siguiente información de las instalaciones y del
transformador en su estado actual y futuro:
− Número de identificación del transformador.
− Capacidad del transformador.
204
− Número de instalaciones existentes y proyectadas.
− kVA por instalación.
− kVA total.
− % De carga.
− % De regulación.
− % Pérdidas de energía.
− % Pérdidas de potencia.
El cuadro de cargas debe ser similar a éste:
ESTRATO 2
TRAFO
N. KVA
NO.
INSTA
KVA /
INST
KVA
TOTAL
%
CARGA
%
REGULACIÓN % PERD ENER
% PERD
TOT
1121 75 49 1.42 69.58 92.77 2.42 1.51 2.0
9.2 CÁLCULOS DE REGULACIÓN
Generalmente, en el diseño de una red secundaria se tiene como criterios para la
elección del conductor el porcentaje de caída de voltaje en el conductor desde el
transformador hasta el sitio donde el usuario es alimentado y la capacidad de
transporte de corriente del conductor.
205
El porcentaje de caída de voltaje en el conductor, es muy importante que se
mantenga dentro de los límites permitidos para poder ofrecer al usuario un servicio
de buena calidad.
Una mala regulación puede ser causa de una iluminación deficiente, que las estufas
u otros equipos no funcionen a su máxima capacidad.
Para el diseño de redes de distribución secundaria, se puede hacer una selección
preliminar de los conductores con base en las gráficas de caída de voltaje que
existen, y luego efectuar una comprobación del diseño, calculando la corriente que
va a pasar por los conductores escogidos inicialmente y chequeando si éstos
soportan la corriente calculada inicialmente.
También debe calcularse la caída en el transformador de distribución
correspondiente al ramal que se está diseñando, re - calculando si es necesario de
forma que su caída de tensión no se pase del valor que estipulan las normas.
La regulación de voltaje es la diferencia de voltaje entre el emisor y el receptor con
respecto al voltaje en el receptor.
100 xV
V - V %R
R
RE=
En vista de que el voltaje en un punto normalmente puede variar entre 110 y 125
voltios, se hace necesario establecer un voltaje básico, para relacionar las caídas de
206
voltaje en las distintas partes del sistema de distribución. En nuestro sistema se ha
adoptado 120 voltios como voltaje base y una caída del 3% equivale a una caída de
3,6 Voltios.
Tabla 11 . Regulación en los componentes del sistema
COMPONENTE DEL SISTEMA % DE REG. MAX. , CON RESPECTO A 120 V.
EQUIVALENCIA EN V.
Alimentador primario desde el primer transformador hasta el último.
5 6
Transformador de distribución. 2.5 3 Secundario hasta la última acometida. 3 3.6
Acometida. 0.83 1 * El Voltaje base es 120 Voltios
9.2.1 Cálculo de la caída de tensión en transformadores de distribución
A continuación se explicará la forma cómo se determina la caída de voltaje en los
transformadores, tanto monofásicos como trifásicos. Los voltajes nominales
secundarios más utilizados son:
Monofásicos de 120 V o de 120 V / 240 V
Trifásicos de 120 V / 240 V o de 120 V / 208 V
De acuerdo a la norma NTC 1340, la caída máxima de tensión entre el
transformador (inclusive) y el sitio donde el usuario conecta su acometida será de
5,5 %.
207
Para determinar las caídas de tensión se deben tener en cuenta los siguientes
aspectos:
− Todas las cargas monofásicas, trifilares están balanceadas (En condiciones
normales, no hay corrientes por el neutro)
− Todas las cargas trifásicas están balanceadas.
El transformador trifásico se utiliza en los sectores residencial, comercial e industrial
que requieren cargas trifásicas o que por razones de equilibrio de fases y
concentración de cargas, hacen de éste el mejor sistema.
En general, para determinar el porcentaje de caída de voltaje en el transformador, se
procede de la siguiente forma:
Sabiendo el número de instalaciones y el tipo de zona que se alimenta, ya sea de los
gráficos que dan la demanda diversificada o de las tablas que dan también la misma
información, se obtiene la demanda máxima diversificada por instalación (RA8-009
EEPPM).
Multiplicando este valor por el número de instalaciones se obtienen la carga máxima
a que estará sometido el transformador. Conocida la carga máxima se divide ésta
por la capacidad del transformador. El resultado multiplicado por 100 dará el
porcentaje de carga del transformador así:
100% xTRF del Capacidad
TRF del máxima CargaCarga % =
208
Con el porcentaje de carga del TRF se averigua la caída en éste aplicando ya sea
las tablas o los gráficos existentes al respecto.
Tabla 12. Porcentaje de caída de voltaje en transformadores monofásicos o en
transformadores 3φ equilibrados
POTENCIA DEL TRANSFORMADOR EN kVA * % CARGA 25 37.5 50 75
CAÍDA DE VOLTAJE EN % 70 1.67 1.58 1.57 1.69 75 1.78 1.69 1.68 1.81 80 1.90 1.80 1.79 1.93 85 2.02 1.91 1.90 2.05 90 2.14 2.03 2.02 2.17 95 2.26 2.14 2.13 2.29 100 2.38 2.25 2.24 2.41 105 2.50 2.36 2.35 2.53 110 2.62 2.48 2.46 2.65 115 2.74 2.59 2.58 2.77 120 2.86 2.7 2.69 2.82 125 2.98 2.81 2.80 3.01 130 3.10 2.93 2.91 3.13 135 3.21 3.04 3.02 3.25 140 3.33 3.15 3.14 3.38 145 3.45 3.26 3.25 3.50 150 3.57 3.38 3.36 3.62 155 3.69 3.49 3.47 3.74 160 3.81 3.60 3.58 3.86
* El voltaje primario en estos transformadores es 7,62 kV y 13,2 kV
209
Tabla 13 . Porcentaje de caída de voltaje en transformadores que alimentan carga
monofásica en bancos delta abierta
POTENCIA DEL TRANSFORMADOR EN kVA
% carga 25 37,5 - 50 75 CAÍDA DE VOLTAJE EN %
70 1.79 1.68 1.89 75 1.91 1.80 2.02 80 2.04 1.92 2.16 85 2.17 2.04 2.29 90 2.30 2.16 2.43 95 2.42 2.28 2.56
100 2.55 2.40 2.70 105 2.68 2.52 2.84 110 2.81 2.64 2.97 115 2.93 2.76 3.11 120 3.06 2.88 3.24 125 3.19 3.00 3.38 130 3.31 3.12 3.51 135 3.44 3.24 3.64 140 3.57 3.36 3.78 145 3.70 3.48 3.92 150 3.80 3.00 4.05 155 3.95 3.72 4.18 160 4.08 3.84 4.32
* Voltaje primario 7,62 kV y 13,2 kV según normas NEMA - ASA.
La Tabla 12 se usa para determinar el porcentaje de caída de voltaje en
transformadores monofásicos (120 V a 120 V / 240 V) y transformadores 3φ
equilibrados.
La Tabla 13 se usa para el cálculo de porcentaje de caída de voltaje en la carga
monofásica de Bancos conectados en Delta Abierta.
210
Conociendo la carga total en kVA se divide ésta por la capacidad nominal en kVA del
transformador y se obtiene el porcentaje de carga, con este porcentaje en la primera
columna, se desplaza horizontalmente hasta encontrar la columna correspondiente a
la capacidad del transformador y se lee el porcentaje de caída.
Ejemplo. Para un transformador monofásico de 50 kVA se tienen los siguientes
datos, hallar el % de regulación:
Potencia nominal = 50 kVA
Carga del transformador = 67,5 kW
Factor de potencia de la carga = 0,9
Carga del transformador en kVA = 67,5 kW / 0,9
% Carga = 100 x ( 67,5 kW / 0,9 ) / 50 kVA = 150 %
% Caída de Voltaje (50 kVA – 150%) = 3,36 %
El % de regulación es mayor que 2,5% por lo tanto se debe tomar un transformador
mayor (75 kVA) y verificar su caída de tensión.
% Caída de Voltaje (75 kVA – 100%) = 2,41 %
Ejemplo. Para un transformador de 37,5 kVA Monofásico con una carga del 86%.
Cuál es su % de regulación?
Se tiene que para un transformador de 37,5 kVA cargado al 85 % su porcentaje de
regulación es 1,91 % y para el mismo transformador de 37,5 kVA cargado al 90 %
su porcentaje de regulación es 2,03 % con una simple interpolación se puede
obtener el porcentaje de regulación para una carga del 86 %.
211
−
−=
InferiorSuperior
InferiorSuperior
%Carga%Carga%Reg%Reg
M
M = ( 2,03 – 1,91 ) / ( 90 – 85 ) = 0,024
%Reg buscado = 0,024 x ( 86 – 90 ) + 2,03
%Reg buscado = 1,934 % . Para un transformador monofásico de 37,5 kVA cargado
al 86 %
9.2.2 Cálculo de regulación en redes de distribución secundaria
Generalmente, los cálculos de regulación de distribución secundaria, se pueden
hacer con base en gráficos existentes para tal efecto.
Estos gráficos se pueden utilizar de 2 formas:
− Conociendo el calibre del conductor y los kVA x metro se puede hallar la caída de
voltaje.
− Conociendo los kVA x metro y el porcentaje de regulación (caída de voltaje) se
puede encontrar el calibre más apropiado para el conductor.
Para el diseño de redes de distribución secundaria se utiliza cualquiera de estos dos
conceptos.
Cabe aclarar que se parte del hecho de que las cargas monofásicas trifilares están
balanceadas así como las cargas trifásicas y es de anotar que los gráficos de caída
de voltaje en las líneas secundarias, se han diseñado para todos los sistemas
212
secundarios existentes. Se ha tenido en cuenta para ello la resistencia y el factor de
potencia.
Los resultados dan una aproximación muy razonable para las condiciones generales
de nuestro sistema. Las curvas se aplican tanto para los conductores de cobre como
de aluminio. Los gráficos descritos anteriormente se pueden encontrar en la norma
RA8-007 .Gráfico caída de voltaje en líneas secundarías (Separadas) y en la norma
RA8-008 Gráfico caída de voltaje en líneas secundarías (Trenzadas o cable)
9.2.2.1 Cálculos de regulación en líneas trenzadas
Generalmente la red secundaria trenzada (Triplex o Cuádruplex de aluminio) se
soporta en postes, de los cuales se derivan las acometidas. Para efectos de
facilidad de construcción y mejor operación del sistema, no es conveniente sacar
más de seis acometidas o instalaciones de un poste.
Con un ejemplo se ilustrará el cálculo de los kVA x metro para un ramal típico:
213
g
f
e
dcb
a
5 2 4
2
3
2
2
Figura 28 . Ramal típico línea trenzada
Longitud de los diferentes tramos:
ab = 10 metros, bc = 30 metros, cd = 25 metros, de = 11 metros, ef = 22 metros,
fg = 28 metros
La figura muestra claramente las características del ramal, el número de
instalaciones que salen de cada poste y las distancias entre ellos. El procedimiento
es el siguiente:
Desde el punto más lejano al transformador (poste "a"), se multiplica el número de
instalaciones de éste por la distancia en metros al poste más cercano, del cual se
alimentan otros medidores (poste "b")
2 instalaciones x 10 metros.
214
Las 5 instalaciones del poste "b" se suman a las anteriores, acumulando entonces 7;
este número se multiplica por la distancia al poste siguiente del cual se derivan
instalaciones ( poste "c" ), así:
7 instalaciones x 30 metros.
Este producto se suma con el anterior obteniéndose:
2 instalaciones x 10 metros + 7 instalaciones x 30 metros.
En el poste "c" habrá 9 instalaciones acumuladas que se han de multiplicar por la
distancia al poste "d", así: 9 instalaciones x 25 metros
Simultáneamente se van acumulando los productos:
2 inst. x 10 m + 7 inst. x 30 m + 9 inst. x 25 m
Al final se obtiene:
2 inst. x 10 m + 7 inst. x 30 m + 9 inst. x 25 m + 13 inst. x 11 m + 15 inst. x 22 m + 18
inst. x 28 m.
Instalaciones x metro = 1432 Inst. x metro
Cabe notar que en el mismo poste del transformador se derivan dos acometidas,
como regla general estas no se tienen en cuenta en el cálculo de la caída de voltaje
debido a que para efectos de regulación estas acometidas se consideran con
distancia cero del transformador y en la práctica la caída de tensión de las
acometidas derivadas directamente del poste del transformador es totalmente
despreciable.
215
Ahora supongamos que las 18 instalaciones se encuentran en un estrato socio
económico bajo (estrato 2). A partir de la curva de diversidad de carga RA8-009 se
tiene que 18 instalaciones en estrato 2 poseen 1,50 kVA / Inst
Al realizar el producto de los kVA por instalación multiplicado por Instalación x metros
se obtiene kVA x metro:
1432 Inst. x metro x 1,50 kVA / Inst. = 2148 kVA x metro
En general para líneas trenzadas, se averiguan los kVA - metro del ramal de la
forma anterior.
Otro dato del cual el diseñador dispone es el tipo de ramal, es decir si es un ramal
bifilar a 120 Voltios, o trifilar a 120 V / 240 V, o si es un ramal trifásico en estrella a
120 V / 208 V, o un ramal trifásico en delta a 120 V / 240 V.
Para el ejemplo supongamos que el ramal exige una caída de voltaje máxima del
3%. Para los diferentes sistemas de distribución secundaria los calibres escogidos
serían los siguientes:
− 3φ Estrella 120 V / 208 V.
Con conductor número 2 de Cu (1/0 Al) se logra una caída de voltaje del 2.8 % la
que está por debajo de la exigida; por lo tanto puede elegirse éste.
− 3φ Delta 120 V / 240 V.
Con el conductor número 2 de Cu (1/0 Al) se obtiene una caída de voltaje del 2.1 %
que está por debajo de la exigida, por lo cual este conductor es tenido en cuenta.
216
− 1φ, Bifilar 120 V.
De los datos que aparecen en las tablas se observa que al escoger un conductor
número 4/0 Cu la caída será del 7% la cual no sirve. Aunque en el gráfico no
aparece se puede estimar que un conductor de un calibre siguiente podrá dar una
regulación adecuada.
− Trifilar 120 V / 240 V.
Conductor adecuado: Número 1/0 de Cu con una caída de aproximadamente del
3%.
Cabe notar que se debe verificar siempre que el conductor pueda transportar la
corriente del circuito analizado.
9.2.2.2 Cálculos de regulación en líneas secundarias separadas
Estas líneas van normalmente aseguradas en las fachadas, derivándose las
acometidas frente a cada contador. Por este motivo éstas quedan distribuidas a lo
largo de cada ramal.
El procedimiento para calcular la caída de voltaje es el siguiente:
Se suponen concentradas las acometidas o instalaciones en el punto medio de la
longitud del ramal.
217
Se multiplica el número de aquéllas por dicha longitud y por el factor obtenido de la
tabla de demanda diversificada (RA8-009).
45 metros
20 Instalaciones en total
Figura 29. Ramal típico línea separada
Suponiendo que la zona es de clase alta (Estrato 6) se obtiene:
20 inst. x (45 / 2 ) metros x 2,57 KVA / Inst. = 1156,5 kVA - metro
A partir del gráfico de caída de voltaje en líneas secundarías separadas (RA8-007)
se pueden obtener los calibres de los conductores tal como se mostró en el ejemplo
anterior.
9.2.2.3 Regulación en redes de alumbrado público.
El método para el cálculo de regulación para el alumbrado público es similar al
cálculo de regulación en líneas secundarias trenzadas.
218
La demanda para luminarias de:
− Mercurio de 125 W. 120 Voltios tiene un valor de 0,22 kVA.
− Sodio de 250 W. 220 Voltios tiene un valor de 0,30 kVA.
− Sodio de 400 W. 220 Voltios tiene un valor de 0,50 kVA.
− Sodio de 70 W. 220 Voltios tiene un valor de 0,088 kVA.
Estos son los kVA de arranque de las luminarias y con éstos valores se efectúa el
cálculo de regulación utilizando la misma metodología explicada para el cálculo de
regulación en redes secundarias trenzadas.
Es importante tener en cuenta el consumo de las lámparas cuando el control de
estas se realiza mediante un comando en grupo, pero si el control se hace individual
(con fotoceldas) se puede despreciar el efecto de las lámparas en los cálculos de
regulación del transformador.
9.2.3 Cálculos de corriente en la red secundaria
Como se dijo en un comienzo, después de haber calculado el calibre para usar en la
red por el criterio de las caídas de voltaje en la red, habrá que comprobar si el calibre
escogido tenía la suficiente capacidad transportadora de corriente.
219
La capacidad de transportar corriente por un conductor depende de muchos
aspectos tales como, si el conductor es de cobre o aluminio, si es cubierto o desnudo
o si va por tubería o es aéreo. Para efectos prácticos estos datos se pueden verificar
en tablas, en el caso de EEPPM estos datos se consignan en las normas RA8-003 y
RA8-004
Se puede observar que el conductor desnudo permite mayor paso de corriente que
uno aislado del mismo calibre, ya que le es más fácil evacuar el calor provocado por
el paso de la corriente (mayor transferencia térmica). La capa aislante del conductor
forrado, imposibilita hasta cierto punto, la evacuación del calor generado por la
circulación de corriente en el conductor.
Esta diferencia se presenta igualmente entre conductores que trabajan a la
intemperie y aquéllos que operan encerrados en ductos o canalizaciones.
La cantidad de corriente que circula por un conductor depende de la potencia
transmitida y del voltaje de la transmisión.
Como en líneas secundarias residenciales se considera el F.P = 1, se tiene:
P = V x I x F.P. = V x I
V = Voltaje de operación
I = Corriente
Entonces I = P / V
220
Se debe considerar un factor de seguridad de 1,25 para el cálculo de la corriente
(según la norma NTC 2050)
I = ( P / V ) x 1,25
Para las líneas secundarias monofásicas residenciales, el voltaje de operación es
240 V y la potencia consumida se obtiene de acuerdo al número de instalaciones
derivadas del ramal, y a la demanda diversificada correspondiente.
Si la línea secundaria es 3φ, entonces:
P = √3 V x I Cos φ
Cos φ = F.P.
I = P / (√3 V Cos φ )
P = Potencia total
V = Voltaje de línea
I = Corriente de línea
Con el factor de seguridad se obtiene:
I = ( P / (√3 V Cos φ ) ) x 1,25
Ejemplo. Qué calibre de conductor de cobre debe utilizarse para alimentar 15
residencias en zona de demanda media (Estrato 3)?
221
Voltaje de la red secundaria = 240 V
15 inst. x 1,80 kVA / Inst. = 27 kVA
I = ( 27 kVA / 240 V ) x 1,25 = 140,6 A
De la tabla (RA8-003) puede observarse lo siguiente:
Un conductor de cobre aislado (THW) Número 1/0 soporta 150 A, si está en ducto.
Un conductor de cobre aislado (THW) Número 2 soporta 170 A, si esta instalado al
aire.
Este parámetro de diseño que debe ser consecuente con la relación
Beneficio / Costo presente en cualquier decisión, de tal manera que el diseño sea
viable tanto económica como técnicamente.
9.3 DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCION PRIMARIAS
El diseño de redes primarias, es similar al de los circuitos secundarios. La selección
del conductor más apropiado para utilizar en el circuito está limitado tanto por la
caída de voltaje en el circuito, como por la capacidad portadora de corriente de los
conductores.
A continuación se verán los pasos que se deben seguir en el diseño de circuitos
primarios:
222
9.3.1 Selección de voltaje
Se hace con base en las condiciones económicas existentes, pero sin perder la vista,
la regulación, la longitud y la carga. Aparte de éstos, hay dos factores muy
importantes que son las normas de la empresa de energía y el mantenimiento.
9.3.2 Selección del conductor
Depende de la carga, de la regulación de voltaje, del tipo de aislamiento que se va a
utilizar, de la capacidad del conductor para resistir condiciones de corto-circuito y de
la temperatura ambiente.
9.3.3 Selección de la disposición de los conductores en la transmisión.
Es importante porque, dependiendo de la disposición física de los conductores en el
apoyo, dependerá también la reactancia de la línea y por consiguiente la regulación.
En general las empresas de energía tienen normalizadas tanto el voltaje de los
alimentadores primarios, como la disposición de los conductores. Por lo tanto en el
diseño de circuitos primarios, estos dos parámetros del diseño eléctrico se asumen
conocidos.
223
Básicamente el diseño eléctrico se limita a comprobar que el circuito diseñado no
quede con una regulación por debajo de lo que estipulan las normas, o que el
conductor quede sobrecargado.
Generalmente en líneas cortas los conductores tienen problemas por sobrecarga.
En líneas largas la selección del conductor está limitada por el porcentaje de caída
del voltaje en el ramal.
En la ciudad de Medellín el operador de red (EEPPM) tiene normalizados los
tamaños de los conductores a emplear en circuitos primarios así:
Alimentador primario principal: Calibre número 266,8 MCM y 4/0 AWG.
Dependiendo de la capacidad que debe tener cada uno de los ramales, pueden
escogerse calibre 1/0 ó calibre número 2 de ACSR. De todas formas deben hacerse
los cálculos de regulación para la línea.
Si de estos cálculos resulta un conductor menor que los normalizados, simplemente
se coloca el calibre dado por las normas y el ramal quedará sobre - diseñado
pudiendo aceptar sin peligros posteriores incrementos de carga.
Si los cálculos de regulación dan como resultado un conductor con calibre superior al
establecido por las normas, entonces se debe proceder a descargar el ramal hasta
que quede con una capacidad tal que el calibre de ajuste a las normas.
224
Básicamente hay dos métodos: un método gráfico y un método matemático, aunque
estrictamente las gráficas no son más que la representación en papel de la fórmula
matemática para una diversidad de situaciones.
9.3.4 Cálculos de regulación por el método matemático
Básicamente a un par de conductores que transportan una corriente eléctrica, tienen
asociado una resistencia y una reactancia por conductor.
R
R J XL
J XL
VVs
Figura 30. Equivalente de un par de conductores
Vs : Voltaje de la fuente (voltaje de fase)
VR : Voltaje en el receptor
R : Resistencia total del circuito
X : Reactancia total del circuito
Si se considera φ el ángulo del factor de potencia en la carga, el diagrama fasorial
para la línea será :
225
VS
VR
∆V
Figura 31. Diagrama fasorial de una línea.
∆V = VS - VR
Si el ángulo entre VS y VR es muy pequeño se puede aceptar que la caída de
tensión es aproximadamente:
∆V = I ( R cos φ + X sen φ )
Por norma general esta expresión se manipula para darla en función de la potencia
aparente (kVA) y la tensión en kV así:
(Se multiplica y se divide por Vs para obtener kVA en el numerador)
∆V = I ( R cos φ + X sen φ ) x (VS / VS )
Para expresarla en porcentaje se divide por el voltaje base VS
(Se divide por VS En el denominador queda entonces Vs2)
%∆V = 100 x I x VS x ( R cos φ + X sen φ ) / VS 2
En función de kVA y kV la expresión queda así:
( )( )
( )%kV10
senX Cos RkVA V% 2×+×
=∆φφ
226
Esta expresión es la que generalmente se utiliza. Sin embargo R y X se expresan
en función de la longitud, ya sea en Ω / milla u Ω / km.
Por lo tanto la anterior expresión se multiplica por un factor M conocido como:
longitud equivalente del alimentador.
( )( )
( )% MkV10
senX Cos RkVA V% 2 ××
+×=∆
φφ
El factor M se entiende como la distancia a la cual se podría localizar toda la carga
del alimentador como una sola carga discreta, produciendo el mismo efecto desde el
punto de vista de la caída de voltaje, que provoca la distribución original de las
cargas.
A continuación se muestran los diferentes valores de M según la distribución de
carga.
- Carga puntual o concentrada al final del alimentador
VRV S
L
M = L
227
- Carga uniformemente distribuida. Están igualmente espaciadas y tienen igual
carga
L
VS VR M = L / 2
- Carga con tasa de crecimiento (kVA / Unidad de longitud)
RV
VS M = (2/3) L
L
− Carga dispersa (caso general)
−
KVA 2
VS VR
KVA 1 KVA 3 KVA n
L1
L2
L3Ln
( )
∑
∑
=
=
×= n
1ii
n
1iii
kVA
kVALM (Suma de los momentos eléctricos de cada carga)
228
9.3.4.1 Cálculo de resistencia y la reactancia
La resistencia de un conductor depende de la longitud (L), de la sección transversal
(A) del mismo y de la resistividad específica del material (ϕ).
R = ( ϕ x L ) / A
La reactancia a su vez depende de la longitud del conductor (L), de la sección
transversal y de la separación entre las líneas. Cabe anotar que existe asociado un
efecto capacitivo en la línea, sin embargo este efecto se desprecia debido a que las
redes de distribución son relativamente cortas.
X = XL = X1 + X2
La reactancia de la línea se divide en dos componentes:
X1: Reactancia interna del conductor que incluye el área descrita por un radio de un
pie de longitud a partir del centro del conductor. (0,3048 metros)
X2 : Reactancia debida al efecto de otros conductores, esta reactancia depende
directamente de la distancia equivalente entre conductores (Deq)
La resistencia R y la reactancia X1 se pueden hallar directamente en tablas
entregadas por los fabricantes, pero la reactancia X2 depende de la distancia
equivalente que existe entre los conductores de la línea, a continuación se muestra
la expresión para calcular X2 y las Distancias equivalentes según la disposición física
de los conductores.
229
[ ]0,05739,37)log(Deq0,05283,28X2 −×××=
con :
Deq (metros)
X2 (Ω / km)
− Sistema Monofásico (Fase – Neutro)
BA
dDeq = d
− Sistema Trifásico alineado (Asimétrico)
CBA
a b( )3 babaDeq +××=
− Sistema Trifásico en Delta (Asimétrico)
3 cbaDeq ××=c
C
BAa
b
9.3.5 Cálculos de regulación por el método gráfico
Al igual que en las redes de distribución secundaria, en el diseño de la distribución
primaria, también existen gráficos que muestran directamente los porcentajes de
230
caída de voltaje en la red. Dichos gráficos consideran ya los efectos inductivos que
se pueden presentar en la red.
Los gráficos pueden utilizarse de dos formas:
− Conocidas las características del conductor, longitud, potencia a transportar y
voltaje de la línea, se puede encontrar el porcentaje de caída de voltaje.
− Conocida la longitud, la potencia a transportar, el voltaje de la línea y la máxima
caída de voltaje permisible, averiguar de dichas tablas el conductor más
apropiado.
Un ejemplo de la utilización del gráfico aparece al final de éste mismo capitulo y la
gráfica se puede encontrar en las normas de cada operador de red.
El procedimiento de lectura es el siguiente:
9.3.5.1 Para cargas trifásicas
Para la utilización de los gráficos en cargas trifásicas se asume que éstas son
balanceadas y se procede así:
Si el conductor es de cobre, se usan las curvas de la parte inferior izquierda (para
conductores ACSR se usan las curvas de la parte superior izquierda ).
Se selecciona el calibre y se sigue la curva hasta que encuentre la línea horizontal
correspondiente al factor de potencia en el lugar donde se encuentra la carga, desde
231
este punto siga verticalmente hacia arriba (o hacia abajo si el conductor es ACSR)
hasta interceptar la línea que indica la carga en kilovatios (kW). Desde este punto,
continué horizontalmente hacia la derecha, hasta encontrar la línea que indica la
distancia de la línea en kilómetros y luego baje verticalmente y lea el porcentaje de
caída de voltaje.
9.3.5.2 Cargas monofásicas
Multiplique la carga dada por tres y siga el procedimiento indicado para cargas
trifásicas.
Como se anotó anteriormente, el gráfico también puede usarse para determinar los
calibres necesarios en una línea si se conoce el porcentaje de caída de voltaje
permitido.
Como puede apreciarse, de todas formas debe averiguarse la distancia equivalente
de la línea, (por los métodos indicados anteriormente) y la longitud de la línea de la
misma forma que se indicó cuando se explicó el método matemático.
Hay curvas que permiten encontrar la caída de tensión para diversos voltajes y para
diversas disposiciones físicas de la línea analizada. Estas curvas se encuentran en
la literatura especializada
232
9.3.6 Cálculo de la corriente
Hasta ahora se han descrito la metodología para realizar el cálculo de la regulación
de voltaje, en este punto se mostrará como se realiza el cálculo de la corriente en los
sistemas de distribución primaria.
La potencia en un circuito trifásico esta dada por la siguiente expresión:
IV3S LL ××=
La persona encargada del diseño puede multiplicar la corriente obtenida por un
factor de seguridad, aunque este factor no se especifica en norma alguna; para
efectos prácticos se utiliza 1,25.
La expresión para obtener la corriente será la siguiente (sin Factor):
LLV3SI×
=
Donde:
S : Potencia aparente (kVA)
VLL : Tensión línea – línea (kV)
I : Corriente de fase (por el conductor) en amperios
9.3.7 Ejemplos de calculo para redes de distribución primaria
Realizar los cálculos de regulación de voltaje y corriente para el siguiente
alimentador primario:
Datos:
Conductor: ACSR
233
Longitud del alimentador: 3 km
Carga concentrada: 1500 kVA
VLL : 13,2 kV F.P.: 0,90
Disposición física:
0,7 m0,7 m
Para resolver este ejemplo se necesita partir de un conductor específico, con la
potencia y la tensión se puede obtener el calibre de conductor y verificar si es el
adecuado, así:
I = 1500 kVA / ( √ 3 x 13,2 kV ) = 65,61 A
Consultando en tablas* de conductores ACSR se encuentra que el conductor puede
ser ACSR Calibre No 6
Para este conductor se tiene que;
R = 2,214 Ω/km y X1 = 0,420 Ω/km
*Tabla A-3 Análisis de sistemas de potencia. William D. Stevenson,Jr. McGraw-Hill.
México. 1996
Con la disposición física se calcula la Deq.
Deq = (0,7 x 0,7 x 1,40)(1/3) = 0,882 metros
[ ]0,05739,37)log(Deq0,05283,28X2 −×××=
X2 = 0,0798 Ω/km
La reactancia total es XL = X1 + X2
XL = 0,420 Ω/km + 0,08 Ω/km = 0,5 Ω/km
234
Para realizar el cálculo de la regulación necesitamos conocer el factor M (longitud
equivalente), como la carga esta concentrada debemos utilizar M = L = 3 km .
VRV S
L
M = L
( )( )
( )% MkV10
senX Cos RkVA V% 2 ××
+×=∆
φφ
( )( )
( )% km3kV 13,210
0,436 x/km 0,5 0,90 x/km 2,214kVA 1500 V% 2 ××
Ω+Ω×=∆
%∆V = 5,71 %
Este conductor no cumple con la regulación mínima del 5% por lo tanto se debe
tomar un conductor de mayor calibre y verificar de nuevo la corriente y la regulación.
Con un ACSR No 4 se obtiene lo siguiente:
Capacidad de corriente 140 A (RA8-003)
R = 1,394 Ω/km
X1 = 0,413 Ω/km
X2 = 0,080 Ω/km
XL = 0,493 Ω/km
%∆V = 3,8 %
235
El conductor cumple con la regulación de voltaje y la capacidad transportadora de
corriente.
Ejemplo:
Obtener el conductor adecuado para el siguiente alimentador primario verificando los
cálculos de regulación de voltaje y corriente:
Datos:
Conductor: ACSR
Longitud del alimentador: 5 km
Carga distribuida
VLL : 13,2 kV F.P.: 0,90
Disposición física:
0,790,79
La distribución de las cargas es la siguiente:
600 kVA
200 kVA
500 kVA
200 kVA300 kVA 400 kVA
0,8 kmS/E 0,7 km 1,2 km 0,3 km 1 km1 km
( )
∑
∑
=
=
×= n
1ii
n
1iii
kVA
kVALM =
22005,0x600 4,0x400 3,7x300 2,5x200 1,5x500 0,8x200 +++++
236
M = 3236 km
KVA totales = 2200 kVA
I = 2200 kVA / ( √ 3 x 13,2 kV ) = 96,22 A
El conductor puede ser ACSR Calibre No 4
Para este conductor se tiene que:
R = 1,394 Ω/km y X1 = 0,413 Ω/km
Con la disposición física se calcula la Deq.
Deq = (0,79 x 0,79 x 1,58)(1/3) = 0,9953 metros
[ ]0,05739,37)log(Deq0,05283,28X2 −×××=
X2 = 0,089 Ω/km
La reactancia total es XL = X1 + X2
XL = 0,4130 Ω/km + 0,089 Ω/km = 0,502 Ω/km
( )( )
( )% MkV10
senX Cos RkVA V% 2 ××
+×=∆
φφ
%∆V = 5,787 %
Este conductor no cumple, se toma entonces el conductor inmediatamente superior.
Con un ACSR No 2 se obtiene lo siguiente:
237
Capacidad de corriente 180 A (RA8-003)
R = 0,876 Ω/km
X1 = 0,410 Ω/km
X2 = 0,089 Ω/km
XL = 0,499 Ω/km
%∆V = 4,09 %
El conductor cumple con la regulación de voltaje y la capacidad transportadora de
corriente.
Ejemplo:
Utilizar el gráfico de caída de voltaje en líneas primarias de 13,2 kV para obtener la
regulación del siguiente circuito trifásico.
Datos:
VLL = 13,2 kV
Deq = 3,5 ft = 1,0668 m
Conductor No 4/ 0 ACSR
Carga = 3000 kW
F.P.= 0,90
Longitud = 2 millas = 3,21869 km
Siguiendo los pasos descritos anteriormente en el título de Cálculos de regulación
por el método gráfico se obtiene lo siguiente:
238
El conductor es 4/0, nos ubicamos en la parte superior del gráfico y bajamos por la
curva del conductor hasta interceptar el factor de potencia de 0,90, desde este punto
bajamos hasta llegar a la curva de 3000 kW, desde ese punto y hacia la derecha
llegamos hasta el punto que indica 3,2 km e inmediatamente bajamos hasta
encontrar el % de regulación.
El resultado obtenido es:
% Regulación = 2,7 %
2 ,7%
Figura 32 . Gráfica caída de voltaje en red primaria
239
10 MATERIALES ELÉCTRICOS PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN
10.1 MATERIALES PARA LA RED AÉREA
Los materiales que se emplean en la construcción de una red de distribución pueden
dividirse en dos grandes grupos:
- Primarios
- Secundarios
A continuación, se hará una breve descripción de cada uno de los materiales o
elementos componentes de la red de distribución detallando su función dentro de la
misma.
240
10.1.1 Materiales primarios
10.1.1.1 Postes
Los postes se emplean para sostener las líneas primarias y darles la altura suficiente
para que las personas o los objetos no puedan accidentalmente hacer contacto con
ellas.
Generalmente se emplean postes de 12 y 14 metros de altura, de concreto
reforzado, con varillas de hierro, en reemplazo de los de concreto pretensionado con
alambre de hierro.
En comparación con los postes pretensionados, los postes de concreto reforzados
ofrecen las siguientes ventajas: mayor resistencia a la tensión, mayor resistencia a
la torsión, mayor resistencia al impacto. Tienen las siguientes desventajas: mayor
costo y mayor peso.
Los postes de concreto reforzado en relación con los postes de madera (utilizados
en redes rurales y en zonas urbanas de difícil acceso) tienen las siguientes ventajas:
mayor resistencia a la tensión, mayor resistencia a la torsión, mayor resistencia al
impacto, mayor esbeltez, menor flexibilidad y mayor duración. Tiene las siguientes
desventajas: mayor peso y mayor costo.
Siempre que las líneas primarias se construyen por vía pública o en sitios a donde
fácilmente puedan llevarse poste de concreto, siempre se emplearán éstos. En caso
241
contrario se emplearán preferiblemente torrecillas, rieles, o en último caso postes de
madera tratada.
10.1.1.2 Crucetas
Las crucetas se emplean para apoyar en ellas, mediante los accesorios adecuados,
las líneas primarias. Generalmente para líneas primarias, de 44.000, 13.200, 7.620 y
6.600 V se emplean crucetas en varias dimensiones pero únicamente de dos clases
de materiales: madera de comino o ángulo de hierro galvanizado. Para líneas de
44.000 V. Se emplean crucetas de ángulo de hierro galvanizado de 4" x 4" x 3/8" x
94" y de 3" x 3" x 94".
Para líneas trifásicas a 13.200 volts. se emplean crucetas metálicas de 3 1/2" x 4
1/2" x 96". Para circuitos dobles a 13.200 voltios se emplean crucetas en ángulo de
hierro galvanizado de 4" x 4" x 3/8" x 140" y de 3" x 3" x 3/8" x 140".
En casos especiales pueden emplearse crucetas diferentes a las mencionadas.
10.1.1.3 Espigas
Las espigas se usan para instalar en ellas los aisladores primarios y mediante las
mismas poderlos asegurar en las crucetas y los postes. Las espigas son de hierro
galvanizado y la rosca que se introduce dentro de los aisladores es de plomo, con el
242
fin de que los cambios de temperatura y los esfuerzos mecánicos sean absorbidos
por el plomo y no por la porcelana de los aisladores, para que éstos no se revienten.
Las espigas son de varias dimensiones, según que se vayan a instalar en una
cruceta metálica o de madera de comino o directamente en los postes de concreto.
Así por ejemplo: para líneas monofásicas, 7.620 V. el aislador para la línea viva se
apoya en las llamadas espigas de barra de 10"; los aisladores para 13.200 V;
cuando se emplean crucetas de madera de comino se soportan en las espigas de
hierro galvanizado de 5/8" x 6" x 5.3/4", y en cambio cuando se emplean crucetas de
metal se soportan en espigas de hierro galvanizado de 5/8" x 6" x 1 1/2".
10.1.1.4 Aisladores
Como su nombre lo indica estos accesorios fabricados de una porcelana especial,
sirven para que el voltaje al que están sometidas las líneas primarias no pase a los
accesorios metálicos o no aislantes y en esta forma las líneas primarias ofrezcan la
seguridad necesaria.
Hay tres tipos de aisladores que se emplean para las líneas primarias. Aisladores de
soporte o " copas " o también llamados aisladores tipo Pin, en los que las líneas
primarias van soportadas únicamente y aseguradas a los aisladores por medio de
amarras o remaches; los aisladores de suspensión " platos ", en los que las líneas
primarias se templan y se aseguran por medio de los terminales adecuados.
243
Los aisladores " strain " para vientos, sirven para aislar la parte accesible de los
vientos contra una posible caída o contactos con las líneas primarias.
Del primer tipo de aisladores, llamados " copas ", se usan 3 clases: la copa para
44.000 V, que es la mayor en tamaño y resiste 80.000 V. cuando está húmeda. La
copa para 13.200 V que es de tamaño intermedio y resiste 40.000 V cuando ésta
húmeda y por último la copa de 6.600 V que es la misma usada para el neutro, que
es la menor en tamaño y resiste 25.000 V también cuando está húmeda.
Aisladores de suspensión o platos van en la misma tensión y se especifican por su
diámetro, los hay de 6", de 10", de 12" etc. y lógicamente a mayor diámetro mayor
voltaje. Para las líneas de 44.000 V se emplean 5 platos de 6" ó 3 platos de 10",
que son equivalentes. Para líneas de 13.200 V se usan 2 platos de 6" ó uno de
10", que también son equivalentes. Por último en líneas de 6.600 V se emplea un
solo plato de 6", con el neutro no requiere aislador de suspensión o plato, cada plato
de 6" resiste 30.000 V cuando está húmedo.
10.1.1.5 Conductores
Los conductores sirven para conducir la corriente eléctrica que el voltaje o diferencia
de tensión hace circular por ellos; en las líneas primarias aéreas se emplean
conductores desnudos, aislados y cubiertos, ya que por la altura a que están
colocados, es probable el contacto con los árboles u otros elementos cercanos a las
244
redes. Sólo en los puntos de apoyo se soportan por medio de aisladores. Entre los
metales que económicamente pueden emplearse para la conducción de energía
existen dos de uso universal: el cobre y el aluminio. Generalmente en las líneas
primarias se utiliza solamente el aluminio por ser menos costoso y más liviano que el
cobre, aunque el trabajo con aluminio es mucho más delicado que con el cobre.
Para conducir una determinada corriente, el conductor de aluminio debe ser de
mayor calibre que el de cobre, ya que la capacidad de conducción o conductividad
del aluminio es menor que la del cobre. En las líneas primarias se emplean cables
de hilos a fin de que el conductor sea más flexible y se maneje más fácilmente.
Se emplean diferentes calibres: número 266,8 MCM, 4/0, 1/0, 2 y 4 AWG, para las
líneas primarias trifásicas y el calibre 1/0, 2 y 4 AWG para líneas primarias
monofásicas. (Según Norma RA8-003 de EE.PP.M)
10.1.1.6 Cajas primarias
Las cajas primarias son los medios de desconexión y de protección más empleados
tanto en líneas primarias aéreas como en transformadores y esencialmente constan
de un soporte aislante y un tubo móvil llamado " Chopo " o " Cañuela ", en donde se
coloca el fusible y que es la parte de la caja primaria que conecta o desconecta.
245
Existen cajas primarias para distintos voltajes y corrientes, pero generalmente se usa
un solo tipo, de 15.000 V. y sirven para fusibles hasta de 100 A, y su capacidad de
interrupción de corrientes de cortocircuito es hasta de 20.000 A , sin que se dañe.
10.1.1.7 Fusibles
Los fusibles primarios, lo mismo que los fusibles secundarios empleados en las
instalaciones de las residencias, están hechos de un material adecuado que tiene la
propiedad de quemarse o fundirse cuando la temperatura producida por la corriente
sobrepasa sus límites. Los fusibles se consiguen en todas las capacidades
necesarias y se emplean de 1 hasta 200 A, según las líneas o aparatos que se
deseen proteger. (Según norma RA8-005 de EE.PP.M)
10.1.1.8 Pararrayos
Los pararrayos consisten de un soporte de porcelana aislante, en cuyo interior
contiene un elemento especial que cuando está conectado al voltaje nominal no
permite el paso de la corriente; pero cuando el voltaje producido por descargas
atmosféricas o maniobras en la red aumenta sensiblemente, entonces permite
recortar la sobretensión y en esta forma protege los aparatos que estén conectados
cerca a ellos, por ejemplo los transformadores, cables aislados, reguladores, bancos
de capacitores, interruptores y cuchillas. ( según IEC 99)
246
Los pararrayos, lo mismo que las cajas primarias sólo se usan en las líneas vivas y
nunca en neutro. El montaje de este equipo se puede observar en las normas
RA2-006 y RA3-006 de EE.PP.M.
Los pararrayos pueden ser de tipo convencional o de óxido de zinc, así mismo hay
pararrayos para distribución y para subestaciones.
10.1.1.9 Descarga a tierra
Las descargas a tierra consisten en una varilla de un material muy buen conductor
que generalmente es de cobre macizo o de acero con una cubierta de cobre cuyo
diámetro 5/8" por . A éste se conecta un alambre de cobre por medio de una grapa
especificada para tal fin, a esta descarga a tierra se conecta también el pararrayos,
el neutro primario, el neutro secundario y el tarro del transformador, a fin de que todo
lo mencionado anteriormente quede rígidamente puesto a tierra y garantice un
normal funcionamiento.
10.1.1.10 Grapas terminales
Se utilizan para sostener los conductores en los postes de templa y van asegurados
a los platos. Los terminales son de una aleación de aluminio tipo recto, ya que son
los más livianos y los más fáciles de instalar. Existen muchos tipos diferentes, pero
éste parece ser el más adecuado. Como se mencionó estas grapas terminales
pueden ser de tipo recta o tipo pistola.
247
10.1.1.11 Conectores
Los conectores se usan para unir los conductores en los postes de templa, para
conectar las diferentes derivaciones y para conectar los transformadores. En las
líneas primarias se emplean diferentes tipos de conectores: los conectores de
tornillo partido que sirven para conectar aluminio con cobre, cobre con cobre o
aluminio con aluminio. Los conectores tipo C, y los conectores transversales que
se usan para conectar y desconectar transformadores o las derivaciones sin
necesidad de suspender la corriente, también reciben el nombre de conectores para
líneas vivas; esto no quiere decir que los conectores estén aislados, sino que
mediante varas aisladas especiales, luego de disponer de los guantes aislantes,
también especiales, podrá hacer conexión o desconexión sin suspender el servicio.
Por último, los conectores de comprensión o tipo H, para aplicar con prensa y que se
consiguen tanto de aluminio como de cobre o del tipo universal.
10.1.1.12 Herrajes Galvanizados
Se denominan herrajes galvanizados todos los accesorios de hierro galvanizado que
se emplean para asegurar las líneas y los platos a los postes, tales como: las tirantas
angulares, los tornillos, los espaciadores, las abrazaderas, las arandelas, los brazos,
los pieamigos, las ues, los anillos, los espigos etc. Estos accesorios, así como las
crucetas metálicas se emplean de hierro galvanizado con el fin de que duren más
tiempo, pues el galvanizado las protege de la corrosión.
248
Los materiales anteriormente descritos se especifican en las normas RA7-001 y
siguientes de EE.PP.M. bajo el título de “Materiales Normalizados”.
Observar el Anexo D.
10.1.2 Materiales Secundarios
10.1.2.1 Postes
Para los postes secundarios es válido lo dicho para los postes primarios, es decir
que éstos se emplean para sostener las líneas aéreas y darles la altura suficiente
para que las personas o los objetos no puedan accidentalmente hacer contacto con
ellas.
Generalmente se usan postes de 8 y 9 m de altura, de concreto reforzado con
varillas de hierro, en reemplazo de los de concreto pretensionado con alambre de
hierro. En redes rurales se utilizan los postes de madera.
Siempre que las líneas secundarias se construyen por vía pública deberán utilizarse
postes de concreto de 9 m de altura, ya que éstos mismos son los empleados para
las líneas telefónicas y para el alumbrado público. En casos especiales se
emplearán postes de concreto reforzado de 7 m de altura y en último caso postes de
madera tratada, pero sólo en aquellos lugares a donde no sea posible llevar los
249
postes de concreto por las dificultades de acceso y en aquellos sitios donde su
instalación es provisional.
10.1.2.2 Perchas y brazos secundarios
Las perchas se emplean para apoyar en ellas mediante los accesorios adecuados
las líneas secundarias. Estas se emplean cuando las líneas secundarias van
aseguradas en postes y por consiguiente su disposición es vertical.
También se emplean cuando las líneas secundarias van aseguradas en
marquesinas, fachadas, o lozas de concreto, también en los parámetros de las
construcciones.
Se emplean brazos, siempre de hierro galvanizado, para uno, dos, tres, cuatro y
cinco aisladores, según número de conductores de que consten las líneas
secundarias.
10.1.2.3 Brazos Triángulos
Como las perchas, los brazos triángulos se usan para apoyar en ellos las líneas
secundarias, cuando éstos van apoyadas en las construcciones.
Siempre se emplean brazos triángulos de hierro galvanizado de 1 x 1/2" x 1/4" En
aquellos puntos en donde se terminan las líneas secundarias se emplean para dar
250
resistencia a los brazos triángulos, a los pieamigos de hierro galvanizado de 1.1/4" x
1/4".
10.1.2.4 Aisladores secundarios
Tal como se dijo para los aisladores primarios, estos accesorios fabricados de una
porcelana especial, sirven para que el voltaje al que están sometidas las líneas
secundarias no pase a los accesorios metálicos o no aislantes y de esta forma las
líneas secundarias ofrezcan toda la seguridad necesaria. Hay dos clases de
aisladores que se emplean en las líneas secundarias, según que se soporten en
brazos secundarios o en brazos triángulos.
En el primer caso se usan los aisladores tipo carrete y en el segundo los aisladores
de losa número 5. Ya que generalmente se utilizan conductores aislados, en las
líneas secundarias, sean de cobre o de aluminio, los valores aislantes de estos
aisladores no necesitan ser muy elevados.
10.1.2.5 Conductores
Los conductores sirven para conducir la corriente eléctrica que el voltaje o diferencia
de tensión hace circular para ellos; para las líneas secundarias aéreas o
subterráneas se emplean conductores siempre aislados, bien sea en termoplástico
como en el caso de los conductores de cobre tipo TW, o en Neoprene o Polietileno,
251
como en el caso de los conductores cuádruplex y tríplex de aluminio. (Observar el
cápitulo de conductores eléctricos y el anexo B)
Entre los metales que económicamente pueden emplearse para la conducción de
energía existen dos de uso universal: el cobre y el aluminio. Las líneas secundarias
utilizan ambos tipos de conductores.
Los cables y alambres de cobre se utilizan en aquellas zonas en donde las líneas
secundarias pueden asegurarse a los parámetros de las construcciones y en donde
las redes deben ir canalizadas. Se emplean conductores de cobre número 6 tipo
alambre, o sea un solo hilo; para los números 4, 2,1/0, 2/0, 4/0, 350 MCM y
500 MCM , se utiliza el tipo cable o sea de varios hilos.
El cable de aluminio tipo cuádruplex, es decir, compuesto por 3 conductores de
aluminio aislado y un conductor de aluminio desnudo y que al mismo tiempo sirve
como mensajero, es el empleado en redes secundarias aéreas construidas sobre
postes de madera o de concreto. Las derivaciones o acometidas, de tipo aéreo, de
este cable, se hacen directamente desde los postes en aquellas urbanizaciones y
zonas donde las especificaciones de construcción así lo determinan. (NTC 2050
Tabla 220-32). Las derivaciones para las urbanizaciones con acometidas
subterráneas se hacen con bajantes por dentro de los postes de concreto o por
bajantes en tubería metálica galvanizada a cajas secundarias bajo los andenes para
la conexión de acometidas y cruces subterráneos para alimentar las construcciones
252
sobre el costado opuesto de la vía; cuando las redes son canalizadas o subterráneas
siempre se construyen en cables de cobre.
La razón por la cual se utiliza el cable cuádruplex de aluminio para las redes aéreas
estriba en que éstas resultan más económicas y tienen mayor resistencia a los
esfuerzos mecánicos.
Algunos factores importantes a tener en cuenta para poder obtener un excelente
desempeño del cable son:
- No exceder la capacidad nominal del cuádruplex. Debido al bajo punto de fusión
del aluminio y al trenzado del cable, los excesos de carga producen a menudo
roturas que traen como consecuencia la necesidad de reponer tramos completos.
- Los empalmes de las " barras " de los transformadores y derivaciones en cobre
deberán realizarse por intermedio de conectores de tipo universal, cobre-aluminio,
teniendo un especial esmero en la limpieza del punto y demás tratamientos
necesarios que requieren este tipo de conexión; son frecuentes los deterioros
sufridos en el cuádruplex por falta de precaución en este sentido.
- Se recomienda que las acometidas residenciales aéreas, sean tomadas de unas
"puntas" o colillas de cobre de 0,40 m de longitud aproximadamente, ya previamente
unidas al cuádruplex con los conectores apropiados.
253
10.1.2.6 Conectores
Los conectores en las líneas secundarias se emplean para conectar los diferentes
ramales y las derivaciones, generalmente se emplea el conector de prensa, que sirve
hasta para calibre número 1/0 y son para uso universal,, es decir, sirve para conectar
aluminio con aluminio, cobre con cobre o aluminio con cobre, poseen mayor área de
contacto entre los conductores que se empalma, la conexión es más permanente
debido a que los conectores de tornillo se aflojan con el tiempo y generan puntos
calientes (Puntos de falla). Así mismo el hecho de presentar mayor área de
contacto, implica menor número de espacios vacíos entre los hilos de los
conductores y por lo tanto, menor corrosión.
Se consiguen de aluminio, cobre y de aleaciones que permitan el empalme de
conductores de cobre con conductores de aluminio. Además, los hay resistentes a la
tensión para el caso de empalmes en medio de un vano de la línea secundaria.
Los conectores pueden ser de prensa o tipo H, de tornillo partido, tipo PG o conector
tipo C.
10.1.2.7 Amortiguadores de vibración
Actualmente se conoce con el nombre de vibración eólica, a la vibración provocada
por fuerzas perpendiculares a la dirección del viento, originadas por la formación de
remolinos producidos por el flujo alrededor del conductor.
254
Tales fuerzas, no obstante siendo de pequeña magnitud, provocan efectos
dinámicos nocivos en la línea, especialmente a las zonas próximas a los soportes,
donde se produce en general, roturas por fatiga. Es evidente que para prevenir tales
fallas, es necesario disminuir dentro de los límites tolerables, las amplitudes de
vibraciones y de los esfuerzos dinámicos. Esto se consigue aumentando el
amortiguamiento del sistema así:
− Reduciendo la tensión mecánica del conductor, disminuyendo su amortiguamiento
interno, aunque es antieconómico puesto que aumenta la flecha.
− Dotando la línea con absorbedores de energía (amortiguadores), que es más
económica que la anterior.
10.2 REDES SUBTERRANEAS. SISTEMA TIPO PARRILLA
El sistema tipo parrilla es un sistema de red utilizado para obtener máxima
continuidad y óptima regulación, del voltaje en el servicio de energía.
Se ubica en aquellas áreas de la ciudad, como lo es el centro, donde se tiene gran
densidad de carga. el sistema parrilla se encuentra alimentado por el sistema de
alimentadores primarios:
- Parrilla occidental: Alimentada por seis circuitos de la subestación Central.
- Parrilla oriental: Alimentada por seis circuitos de la subestación San Diego.
- Cargas mayores que alimenta los edificios con carga superior a los 150 kVA. (lo
alimentan 9 circuitos)
255
10.2.1 Componentes
- Cable primario: Con características físicas y eléctricas especiales para trabajos
a 15 kV.
- Terminales: Adecuaciones especiales que se le hacen al cable instalado para
controlar el campo eléctrico y ser instalados correctamente a los seccionadores.
- Empalmes: Unión de dos o más conductores para permitir la continuidad de
corriente; pueden ser rectos o derivados.
- Codos: Elemento que permiten hacer una conexión correcta a los
transformadores, además permite hacer otro tipo de acoples.
- Transformadores: Equipos utilizados para reducir el voltaje 13.200 V de los
alimentadores primarios subterráneos a voltaje de utilización de malla secundaria
120 / 208 V.
- Moles: Elementos que permiten tomar del barraje secundario del transformador
el voltaje de consumo para usuario.
- Cable secundario: Conductores de cobre aislados para 600 Voltios
interconectados a los fusibles limitadores “Cangrejos” conformando la malla
secundaria.
- Fusibles limitadores de corriente (cangrejo): Elementos utilizados para conectar
la red secundaria y protegerla.
256
10.2.2 Operación del sistema.
Cuando se conecten los circuitos primarios de parrilla a la carga, debe hacerse
simultáneamente. Puede hacerse la reconexión simultánea abriendo y cerrando el
interruptor de 110 kV., manteniendo cerrados los interruptores individuales de
parrilla.
Equipo de operación.
- Suiche del transformador: Equipo incorporado al transformador al que se
conectan los alimentadores primarios, tiene tres posiciones: Cerrado, abierto y
tierra.
- Suiche múltiple: Equipo que permite conectar dos o más circuitos de diferente
subestación (R2 y R15 para transferencia), de ramales o acometidas de
edificios, tiene dos posiciones: abierto o cerrado.
- Empalmes semipermanentes: Componentes que permiten desconectarse.
Todas las operaciones de desconexión, se hacen sin tensión.
- Regleta múltiple operable con o sin tensión: Componente que permite
conectar dos o más circuitos y aislar en el momento requerido el circuito o
circuitos que se vayan a trabajar.
- Conector empalme tipo codo operable con o sin tensión: Componentes que
instalados en los cables alimentadores, permiten la conexión de éstos a los
transformadores, regletas, empalmes, semipermanentes etc.
257
10.2.3 Protecciones
− Protector secundario: Equipo incorporado al transformador que permite el
suministro continuo de servicio, tiene tres posiciones: cerrado, automático o
abierto. Opera automáticamente al abrirse cualquier alimentador primario.
− Pararrayos: Equipo de protección instalado a las líneas en regletas y suiches,
para la protección de sobretensiones y cortocircuito.
10.2.4 Instalación del sistema.
− Para la instalación se utilizan canalizaciones compuestas por: Ductos, cámaras,
cajas de distribución.
− Para cables primarios se utilizan conductos de diferentes materiales y un
diámetro de seis pulgadas. Para las líneas secundarias se utilizan conductos de
un diámetro de cuatro pulgadas; pueden ser condulines u otros.
− Para la instalación de equipos y elementos tales como: empalmes, regletas,
transformadores, etc. Se utilizan cámaras con espacio suficiente que permitan
operar o hacer el mantenimiento de los mismos.
− Para la conexión de los usuarios al sistema se utilizan las cajas de distribución
ubicadas estratégicamente.
− Red Aérea: En casos especiales, como contacto de líneas aéreas con árboles
o acercamiento a parámetros, se procede al cambio del cable aéreo desnudo
ACSR, por cable aislado para 15 KV.
258
10.2.5 Equipos especiales.
− Calibrador de relés: Con este instrumento se calibran los relés de los protectores
secundarios, para que operen automáticamente cuando se presente una
sobretensión o cortocircuito.
− Equipo de tratamiento de aceite: Con este equipo se recupera el aceite que ha
sido contaminado por humedad.
− Megger : Con este instrumento se verifica el estado del aislamiento del cable
primario, después de su instalación y antes de entrar en servicio.
− Equipo chequeador de cables: Además de permitir la verificación del estado
de los aislamientos de los cables, permite localizar las fallas de los mismos.
− Malacate: Equipo con el que se hacen los halados de cable.
− Trailers: Equipos de transporte del cable.
11 PROTECCION Y EQUIPOS DE MANIOBRA EN LAS REDES DE
DISTRIBUCION
El sistema de distribución debe proporcionar un servicio eléctrico de calidad. Para
cumplir este objetivo es necesario que los ingenieros encargados del diseño del
sistema anticipen gran variedad de situaciones que pueden interferir en un momento
dado, con el buen funcionamiento del sistema de distribución eléctrica. Las
condiciones anormales predominantes en un sistema de distribución son:
− Fallas de línea.
− Sobrecargas.
− Falla de equipos.
Las fallas en la línea pueden ser causadas por fuertes vientos los cuales empujan los
conductores de las fases entre sí, o por golpes o choques contra la postería de la
red.
El diseñador deberá conocer los tipos de fallas que pueden existir en la red a
diseñar, y la naturaleza de éstas.
260
Conociendo estas fallas, se puede diseñar el sistema, minimizando los efectos
dañinos de dichas fallas.
11.1 TIPOS DE FALLAS
El tipo de falla que puede ocurrir depende básicamente del sistema de distribución.
Así, en sistemas 3 las fallas más comunes son:
− Una línea a tierra
− Dos líneas a tierra
− Falla entre dos líneas
− Falla trifásica.
En sistemas monofásicos, las fallas son:
− Línea a tierra
La falla de una línea a tierra ocurre cuando un conductor cae a tierra o hace contacto
con algún punto neutro de la instalación o la estructura.
− Fallas línea a línea
Se producen cuando los conductores de dos o tres fases se cortocircuitan.
− Doble falla a tierra
Ocurre cuando dos conductores caen a tierra y se cortocircuitan a través de ella, o
cuando el contacto lo hacen a través del neutro de la instalación o a través de la
estructura.
261
En sistemas de distribución las protecciones básicas son:
− Sobrecorriente
− Sobretensión
11.2 PROTECCION DE SOBRECORRIENTE
La condición de sobrecorriente se presenta en sistema cuando el flujo de corriente
excede la intensidad nominal de cualquier componente del sistema, este flujo de
corriente permanece en el tiempo hasta que la falla sea aclarada.
Los aparatos más utilizados en nuestro medio, para efectuar la protección de
sobrecorriente son los fusibles y los llamados recierres.
11.2.1 Fusibles
Son dispositivos que abren un circuito eléctrico cuando la corriente que circula por
éste es excesiva.
La mayoría de las redes de distribución pueden transmitir grandes corrientes de falla
a sus componentes; si éstos no pueden soportar las corrientes de falla, podrían ser
fácilmente dañados o llegar incluso a su destrucción física.
262
La misión de los fusibles, en una red eléctrica, es proteger las componentes de la
misma contra el calentamiento excesivo producido por sobre-intensidades. La
magnitud de las sobre-intensidades puede variar entre límites muy amplios, desde la
mínima corriente que produce la fusión del fusible, hasta la máxima corriente propia
del cortocircuito de la red.
La aplicación de los fusibles en los circuitos de distribución requiere el empleo de
corto-circuitos o cajas primarias, las cuales vienen normalizadas para 15 kV y 38 kV
a 100 amperios y operan satisfactoriamente con cualquier tipo de fusible hasta 100
amperios.
La caja primaria está equipada con contactos enchapados en plata o en un metal
conductor que posea características similares, lo cual permite una alta conductividad.
Estos contactos están contenidos en una horquilla de acero inoxidable, la cual está
adaptada para permitir una unión fuerte entre la parte fija y el tubo portafusible. El
portafusible está compuesto por un tubo de fibra de vidrio que se sujeta en su parte
inferior al aislador por medio de una abrazadera y un mecanismo que permite su
libre movimiento cuando ocurre una falla; en la parte superior se encuentra el
contacto con un casquete, o una tapa colocado en su extremo sólidamente
enroscado.
263
Figura 33. Caja primaria
11.2.1.1 Tipos de fusibles
Existen diferentes tipos de hilos fusibles: tipo H, Tipo K, tipo T, etc., cada uno de
ellos caracterizado por un tiempo mínimo de fusión y por la potencia de desconexión
que puede soportar.
Como ilustración, el hilo fusible K para 15 kV y 38 kV que cumple las
especificaciones dadas por las normas NEMA, ANSI, para protección de
transformadores, soporta normalmente el 100% de su corriente nominal, sin que la
temperatura en sus bordes sufra un aumento superior a 30°C, incluso puede
soportar un 150% de su corriente nominal sin daño alguno.
La escogencia del fusible adecuado depende del campo donde éste va a operar.
Cada serie (H,T o K) provee el mismo rango de coordinación entre fusibles
264
adyacentes, pero la mezcla de fusibles de ambas series limita el rango de
coordinación. Una curva típica de un fusible se muestra en la siguiente figura.
Figura 34. Curvas características de algunos fusibles
11.2.1.2 Fusibles rápidos y lentos
La EEI - NEMA divide los fusibles en dos tipos, rápidos y lentos, designados por las
letras K y T respectivamente.
Los fusibles tipo K y tipo T, de las mismas especificaciones nominales, tienen
características de fusión parecidas, pero diferente curva T vs I como se observa en
las siguientes figuras.
265
Figura 35. Fusible Tipo T
266
Figura 36. Fusible Tipo K
Para requerimientos especiales, tales como fusibles necesarios en el primario de
pequeños transformadores, se han fabricado fusibles por debajo de 6 Amperios (tipo
H); se fabrican fusibles para 1, 2, 3, 5, 8 Amperios; estos son diseñados para
proteger contra sobrecorrientes y para evitar operación del fusible principal durante
efectos transitorios en el circuito. El fusible tipo H es más rápido que el fusible tipo K,
con esto se logra coordinar la protección del transformador.
267
11.2.1.3 Selección del fusible
Para la selección se deben tener en cuenta los siguientes puntos:
- La capacidad de interrupción de la corriente debe ser tal, que el fusible
interrumpa sin riegos, la corriente de falla más elevada en el punto de la
instalación.
- Las características de limitación de corriente deben ser tales que restrinjan la
corriente de paso libre en las fallas, reduciéndose así al mínimo la posibilidad de
averías en los componentes del circuito.
- El período de retraso en las corrientes de sobrecarga debe ser tal que el fusible
no se queme innecesariamente a causa de sobrecargas pasajeras, pero si debe
proteger contra sobrecargas peligrosas.
La aplicación correcta de los fusibles requiere un conocimiento de las características
del sistema y del equipo que va a ser protegido. Para fusibles que van a ser
localizados en la línea, deben considerarse los siguientes factores:
- La corriente de cortocircuito del transformador fuente o de la subestación.
- Corriente normal y de sobrecarga del circuito
- Corrientes transitorias del circuito, tales como corrientes de magnetización de
transformadores, corrientes de arranque de motores, etc.
- Características de fusión de los conductores
- Coordinación con otros aparatos protectores
Para protección de equipos se deben considerar:
268
- Capacidad de sobrecarga de los equipos
- Corrientes transitorias
- Continuidad de servicio
- Coordinación con otros aparatos protectores
En las siguientes tablas se indican los fusibles empleados para cajas primarias y
para protección de transformadores según las normas RA8-002 y RA8-005 de
EE.PP.M.
Tabla 14. Especificación de fusibles para cajas primarias
TRANSFORMADORES MONOFÁSICO TRIFÁSICO
Kva FUSIBLE kVA FUSIBLE 10 3H 30 3H 15 5H 45 5H 25 7H 75 7H
37,5 10K 112,5 10K 50 10K 150 10K 75 15K 225 15K 100 15K 250 15K
300 15K 315 15K 400 25K 500 40K
269
Tabla 15. Especificación de fusibles para aisladeros
CAPACIDAD EN kVA FUSIBLE 7,62 kV 13,2 kV
6 T 0 – 60 0 – 175 10 T 61 – 100 176 – 300 15 T 101 – 200 301 – 600 25 T 201 – 300 601 – 900 40 T 301 – 600 901 – 1800 65 T 601 – 950 1801 – 2800
100 T 2801 – 4500 *Tablas elaboradas a partir de la norma RA8 – 005 de EEPPM
11.2.2 Equipo de recierre
El recierre automático es un interruptor que tiene la capacidad de abrir un circuito en
condiciones de falla y realizar posteriormente un recierre. Por tal motivo sus
contactos generalmente van sumergidos en aceite.
Generalmente los fusibles se usan para proteger los circuitos primarios de las fallas
en la red, pero no pueden distinguir entre fallas persistentes y fallas momentáneas.
Si todas las fallas fuesen permanentes, se necesitaría dejar sin servicio al usuario
hasta que la falla fuese reparada, lo cual llevaría mucho tiempo; sin embargo las
estadísticas han mostrado que más del 80% de las fallas no son permanentes, y
para aclararlas sólo basta abrir el circuito unos cuantos milisegundos, para luego
proceder a realizar el recierre del mismo.
270
Este tipo de fallas (momentáneas) no deben ser aclaradas por un fusible, puesto que
éste se destruye y no da la posibilidad de restablecer inmediatamente de nuevo todo
el circuito. Debido a esto se utilizan los recierres automáticos, los cuales se
conectan al primario de la red, y cuando ocurre una falla, el recierre abre el circuito
sólo unos milisegundos para luego cerrarlo; esta operación se puede efectuar hasta
tres veces seguidas o más según la tecnología del equipo; si después de tres
intentos de aclarar la falla, ésta todavía persiste, no se trata de una falla
momentánea y necesitará reparación y por consiguiente se deja el circuito abierto.
Figura 37: Recierre automático trifásico
11.3 PROTECCIÓN DE SOBRETENSIÓN
271
11.3.1 Tipos de sobretensiones
Las sobretensiones que ocurren en un sistema son usualmente divididas por
definición en tres grupos: sobretensiones temporales, sobretensiones de maniobra y
sobretensiones atmosféricas, las dos primeras se consideran como de origen
interno, mientras que las atmosféricas se consideran como de origen externo.
11.3.1.1 Sobretensiones temporales
Las sobretensiones temporales son a frecuencia industrial o muy cercanas a la
frecuencia industrial (60 Hz) y no amortiguadas o suavemente amortiguadas. Estas
sobretensiones están asociadas principalmente a la pérdida de carga, fallas a tierra y
resonancias de diferentes tipos. Las amplitudes de las sobretensiones temporales
no deben exceder 1,5 p.u. y su duración debe ser inferior a un segundo.
11.3.1.2 Sobretensiones de Maniobra
Estas sobretensiones están asociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas
en un sistema. Sus altas amplitudes están generalmente en el rango de 2 a 4 p.u.,
dependiendo de los valores del diseño y de los medios existentes creados para
limitar la sobretensión. La forma de onda puede variar mucho, pero pueden ser
representadas por un oscilación de algunos cientos a algunos miles de ciclos,
superpuesta en una onda de frecuencia industrial. La IEC ha recomendado un
impulso de maniobra normalizado de 250 microsegundos de frente por 2500
microsegundos de bajada hasta el 50% del pico máximo.
272
11.3.1.3 Sobretensiones temporales
En la coordinación de aislamiento, las sobretensiones temporales son de gran
importancia porque ellas determinan las características nominales de los pararrayos.
Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden afectar el sistema
como resultado de descargas atmosféricas directas a una línea o como flameos
inversos en una cadena de aisladores. Las amplitudes de las sobretensiones varian
entre 5 y 7 p.u.
En la siguiente figura se resume la información de las sobretensiones.
Figura 38. Tipos de sobretensiones
273
11.3.2 Protección para sobretensiones
Un sistema de distribución debería mantener la continuidad de voltaje durante
muchos años, aun bajo las diferentes condiciones atmosféricas que se presentan a
lo largo de la vida del sistema. Para asegurar la integridad del aislamiento en estas
condiciones, éste es diseñado para soportar voltajes más altos que los voltajes
nominales del sistema. Sin embargo, para proteger contra algunas sobretensiones
transitorias que se presentan en el sistema, es necesaria la instalación de un
dispositivo de protección que la limite.
274
Figura 39. Características de las sobretensiones
Para determinar si el aislamiento del sistema está bien protegido, hay que considerar
tres hechos que afectan esta protección, como son:
- La naturaleza y características de esos transitorios
- El comportamiento del aislamiento ante un sobrevoltaje de corta duración
275
- La acción limitante del dispositivo de protección para varios tipos de transitorios
que pueden ocurrir en el sistema y que pueden ser de origen atmosférico u
originados en el sistema propiamente dicho (sobretensión de maniobra).
11.3.3 El Pararrayos
Para evitar los peligros de las sobretensiones se concibió ya en principio la idea de
derivar a tierra las ondas producidas por éstas, las cuales pueden conducir
corrientes de alta intensidad. Los aparatos cuyo objeto es limitar la amplitud de las
sobretensiones y que son empleados desde que se iniciaron las instalaciones
eléctricas, se les denomina pararrayos.
En el comienzo las redes eléctricas empleaban dispositivos que respondían a un
criterio empírico, esto por la imposibilidad, entonces existente, de estudiar a fondo el
funcionamiento de los mismos.
A principios del siglo se utilizaban aparatos de rodillos, de cuernos, de
funcionamiento por medio de óxido de aluminio, condensadores, etc., ninguno de los
cuales respondía al fin propuesto por no reunir las condiciones que reclamaba la
eficacia de su funcionamiento.
Los pararrayos deben estar conectados permanentemente a las líneas, pero ha de
entrar en funcionamiento únicamente cuando la tensión alcanza un valor superior a
la de servicio. Esto se consigue por medio de un explosor, uno de cuyos electrodos
276
está conectado a la línea y el otro puesto a tierra, en el que salta la chispa cuando la
sobretensión alcanza el valor requerido y para el cual debe ser graduado. Por el
arco producido se conducirá a tierra la onda móvil de corriente originada por la
sobretensión, pero en esta forma sería permanente la derivación de la corriente de la
línea, aunque la sobretensión hubiere desaparecido. Para evitar este inconveniente
pueden emplearse tres procedimientos:
- Aumentar la separación entre electrodos o subdividirla, con el objeto de que
cuando el arco quede alimentado por la corriente nominal, este no pueda
mantenerse por la insuficiente tensión; el problema con este método es que el
pararrayos pierde sensibilidad.
- Otro procedimiento consiste en intercalar una resistencia desprovista de
autoinducción, para que presente también admitancia a las perturbaciones
oscilantes, de suficiente valor para limitar la corriente nominal que sigue al primer
momento de la descarga y no de tan alto valor para que no produzca disturbios
sensibles en el servicio. Aumentando la resistencia, se puede disminuir la
distancia entre electrodos y obtener así descargadores sensibles. No obstante,
esta solución, y tratándose de resistencias de valor permanente, resta eficacia al
equipo, esto debido a que la resistencia limitará la sobretensión de la red, pero no
asegura que al funcionar el limitador no dé origen a fenómenos oscilatorios en la
red.
- Otro método para evitar el circuito a tierra permanente, consiste en interrumpir
rápidamente, con un aparato mecánico o electromagnético, la corriente que sigue
a la descarga antes que el cortocircuito se manifieste de forma sensible, lo cual
277
permite emplear resistencias reducidas, ello sin tener que disminuir la distancia
entre los electrodos del explosor, conservando así la sensibilidad necesaria.
Por este método se puede originar sobretensiones de apertura y convertir la
protección en un generador de oscilaciones.
Las condiciones que debe satisfacer un pararrayos para realizar su cometido, son
pues muy variadas, y por ello la solución hallada para los aparatos actualmente
usados ha requerido de muchos estudios, hasta lograr que todas las condiciones
necesarias fueran cumplidas; estos estudios dieron lo siguiente:
- La tensión de encebamiento del arco en el explosor debe ser inferior a la tensión
de contorneamiento de los aisladores de la línea.
- La relación entre las tensiones de encebamiento por onda de choque y la tensión
nominal a la frecuencia de servicio, debe ser muy pequeña, a fin de que la onda
de sobretensión sea conducida a tierra antes de alcanzar su tensión máxima.
- El poder derivativo a tierra debe ser grande, pero al mismo tiempo la caída de
tensión en el pararrayos debe ser pequeña, pues de lo contrario el pararrayo no
prestaría ninguna utilidad.
- El poder de extinción y la capacidad térmica deben ser grandes para la seguridad
del pararrayos.
- Es preciso que sólo la onda de sobretensión sea derivada a tierra y que el arco
que subsista, debido a la tensión de servicio, se extinga al primer paso de la
278
corriente por cero. Por lo tanto la ionización del explosor debe ser muy débil para
que no pueda reencebarse el arco bajo la tensión re - establecida.
Las condiciones anteriormente señaladas son difíciles de cumplir en su totalidad,
porque por una parte se necesita una resistencia pequeña a fin de que el poder
derivativo a tierra sea grande y por otra parte, se necesita una resistencia alta para
facilitar la extinción del arco.
Debido a lo anterior, se ideó el pararrayos de efecto autovalvular, el cual tiene una
resistencia de material aglutinado con la propiedad de variar su resistencia con
rapidez, disminuyendo cuanto mayor es la tensión aplicada, y adquiriendo un valor
elevado al reducirse ésta. Con esta resistencia, se convierte el pararrayos en una
válvula de seguridad cuyo funcionamiento sólo tiene lugar en el momento necesario
y evita la persistencia de la corriente de cortocircuito, sin que se produzcan
oscilaciones secundarias por causa de su funcionamiento.
Otro tipo de pararrayos es el de expulsión, el cual es parecido a un fusible, pero sin
elementos fusibles. Consta en esencia de un tubo, generalmente de fibra de vidrio,
con electrodos en cada extremo. Esta construcción provee un espacio para la
descarga eléctrica, dentro de la luz de un tubo de material que despide un gas, bajo
la acción del calor de un arco. En este tubo, se encuentra generalmente otro
espacio de descarga para evitar que el material esté expuesto continuamente a la
tensión normal de línea, que acabaría por deteriorarlo.
279
Cuando surge una tensión elevada la descarga atraviesa tanto el espacio en serie
como el situado dentro del tubo. El pararrayos adquiere entonces la característica
de un conductor de baja impedancia, por lo cual disminuye la tensión aplicada a sus
terminales a un valor bajo, después de haberse descargado el impulso eléctrico.
Esta tensión corresponde únicamente a la caída del arco en la cámara de extinción;
en consecuencia y en lo que respecta a la corriente, el dispositivo surte casi el
mismo efecto que un cortocircuito, fluyendo corriente de falla del sistema. No
obstante al pasar la onda de corriente por el valor cero, interrumpe la corriente de
falla del sistema debido al gas producido en las paredes del tubo.
El pararrayos de expulsión trabaja repetidamente sin requerir especial cuidado. La
interrupción de la corriente se verifica dentro del tubo, pero no es interrumpida por el
espacio de aire puesto en serie por el tubo.
Los dos tipos de pararrayos explicados ( autovalvular y de expulsión ) son los usados
para proteger las redes de distribución.
11.3.3.1 Consideraciones sobre el Pararrayos
− Tensión nominal del pararrayos.
280
Su tensión nominal debe ser igual a la del material protegido. Esta tensión la fija la
clase de aislamiento de los aparatos a proteger.
− Potencia de descarga del pararrayos.
Representa la aptitud de un pararrayos para derivar, bajo formas de corrientes de
choque, las cargas que aparecen en las redes por virtud de las sobretensiones. Por
lo que respecta a la escogencia de determinado poder de descarga para una
instalación, es necesario tener en cuenta el costo del material protegido y la
frecuencia de las tormentas. Esto debido a que mayor potencia de descarga implica
mayor costo del pararrayos.
− Radio de acción y lugar de emplazamiento de los pararrayos.
Una parte cualquiera de una instalación sólo se encontrará protegida si se encuentra
dentro del radio de acción del pararrayos, el cual depende ante todo de la relación
entre la tensión de ruptura de choque y la tensión de encebamiento (encendido) del
pararrayos.
11.3.3.2 Criterios de selección del pararrayos
Básicamente se debe tener en cuenta que los pararrayos se emplean en los
sistemas de distribución para proteger los transformadores, por ser éstos los más
importantes y costosos.
Un pararrayos debe satisfacer dos requisitos: su resistencia a los impulsos debe ser
suficiente para proteger el equipo contra una gran diversidad de sobretensiones y
281
segundo, su capacidad de ruptura debe ser bastante alta para que los voltajes
normales y anormales de la red no puedan dañarlos.
La coordinación, entre la capacidad de la red y la del pararrayos, en voltaje, depende
de la tensión entre línea y tierra. Se han ideado reglas empíricas generales, así
como métodos para determinar con precisión la magnitud del voltaje que puede
ocurrir en los bordes del pararrayos en todas las condiciones de la red. Pero lo que
más se utiliza es seleccionarlos de acuerdo a la experiencia del diseñador.
En los últimos años se han utilizado diferentes programas de computación para
modelar las redes de distribución y así conocer los perfiles de tensión necesarios
para la escogencia de los equipos de protección.
Este método sólo es satisfactorio para voltajes ya establecidos y para circuitos con
muy buenas conexiones a tierra. Los voltajes los conoce el diseñador, por lo tanto
sólo le resta saber como está colocada la red a tierra; hay que distinguir
fundamentalmente entre redes puestas a tierra de manera rígida, redes puestas a
tierra a través de resistencias y redes aisladas de tierra.
De acuerdo con las normas ASA-NEMA, las redes trifásicas se dividen en diferentes
grupos en lo que se refiere a puesta a tierra y son tipos A, B, C, D, E. Se han fijado
cifras de puesta a tierra, las cuales dependen de las constantes de la red, tales como
resistencias y reactancias.
282
- Red tipo A. Se les denomina asía los sistemas conectados en estrella con cuatro
conductores, cuyo neutro está puesto a tierra en varios puntos del sistema. La
cifra de puesta a tierra es 0.75.
- Red de tipo B. Se les denomina así a los sistemas conectados en estrella con el
neutro directamente puesto a tierra en las subestaciones. Estos sistemas llevan
generalmente tres conductores. La cifra de puesta a tierra es de 0.8.
- Red de tipo C. Se les denomina así a los sistemas conectados en estrella con el
neutro conectado a tierra a través de resistencias, reactancias, transformadores,
etc. La cifra de puesta a tierra es de 1.0.
- Red de tipo D. Se les denomina así a lo sistemas conectados en estrella o en
triángulo, que no tienen conexión a tierra. La cifra de puesta a tierra es de 1.0.
- Red de tipo E. Se les denomina así a lo sistemas aislados de tierra, como los de
tipo D, pero de longitudes de gran magnitud y con circuitos puestos a tierra a
través de grandes capacitores. La cifra de puesta a tierra deberá ser
determinada en cada caso.
Al tener definido el tipo de red en el cual se ha previsto un descargador, se
encontrará la tensión nominal del mismo de la siguiente forma:
Tensión nominal = Tensión Máxima de Red x Cifra de Puesta a Tierra
Además del anterior, se han desarrollado otros métodos numéricos ayudados por el
computador; éstos trabajan con la resistencia de secuencia positiva de la línea, ya
que ésta amortigua un poco los sobrevoltajes; igualmente se tiene en cuenta la
saturación en los transformadores del sistema, pues debido a un sobrevoltaje en el
283
primario, en el secundario este sobrevoltaje no será, proporcionalmente, igual al del
primero debido a la saturación del núcleo.
Los criterios que usan estos métodos son los siguientes:
- Voltaje nominal del sistema
- Máximo voltaje de operación
- Ubicación de la red (urbana o rural)
- Condiciones de la conexión a tierra.
- Impedancia de secuencia de fase en el lado de la carga
- Todos los datos físicos de la línea y del conductor (longitud, calibre, etc. ).
11.3.3.3 Conexión de los pararrayos a los transformadores de distribución
Es esencial que el terminal a tierra del pararrayos sea interconectado con el tanque
del transformador y con el neutro secundario, para proveer así una verdadera
protección para el transformador (Según norma RA3-026).
11.4 SECCIONADORES
Se les denomina también desconectadores o separadores. Se utilizan para abrir o
cerrar un circuito cuando no está recorrido por una corriente y previstos
especialmente para aislar de una red de baja tensión, una máquina, un aparato, un
conjunto de aparatos o una sección de una línea, de manera que sea posible
284
tocarlos sin peligro para los fines de conservación o reparación; de esta forma no se
interrumpirá el funcionamiento del resto de la instalación.
Los seccionadores deben tener un buen poder aislante, por lo que generalmente se
montan sobre dos aisladores de apoyo adecuados a la tensión de servicio. Estos
aisladores-soportes llevan los bordes de conexión; en uno de éstos va el contacto
articulado de un extremo de la cuchilla que cierra o interrumpe el circuito, mientras
que el otro borne esta provisto de un contacto de resortes en el cual enchufa el
extremo de la cuchilla. Los bordes del resorte están fabricados de forma que no
puedan perder su elasticidad, pues de otro modo el paso de la corriente por los
mismos produciría calentamiento y perdería eficacia el contacto.
Las características más importantes que distingue al seccionador de los
seccionadores bajo carga y de los interruptores es que sus maniobras de conexión y
desconexión a la red deben hacerse en vacío, es decir, sin que haya carga en la
instalación, pero en determinadas circunstancias pueden conectarse y
desconectarse con pequeñas cargas.
Debido a que el seccionador está construido para ser accionado en vacío, la
maniobra de sus cuchillas no precisa ser muy rápida, pero si es fundamental que el
punto de accionamiento de la cuchilla esté lo más visible posible.
El accionamiento de estos aparatos se hace normalmente por medio de una pértiga
aislada cuyo gancho se introduce en el anillo de que va provista la cuchilla.
285
Estos aparatos se utilizan normalmente para circuitos monofásicos; cuando se
trabaja con circuitos trifásicos, deben emplearse seccionadores tripolares, esto
debido a que se desea que las cuchillas abran o cierren todas a la vez; normalmente
los seccionadores trifásicos suelen maniobrarse con una palanca que acciona un
mecanismo poco complicado, pero también se pueden maniobrar con pértiga; esto
depende de las facilidades y la ubicación de los seccionadores.
Las condiciones de funcionamiento de los seccionadores están dadas por las
siguientes características:
- Tensión nominal del sistema
- Corriente nominal del sistema
- Corriente de corto circuito, la cual se determina según el sistema y el punto
donde va a ir el seccionador
- Nivel básico de aislamiento ( BIL ) para la altura de la instalación
En los sistemas de distribución, es necesario muchas veces abrir o cerrar un circuito,
ya sea para reparación o mantenimiento de ciertos equipos y no siempre se puede
desenergizar todo un sistema para accionar los seccionadores necesarios para esto,
pues al usuario se le debe garantizar al máximo la continuidad del servicio. Por ello
existen otros aparatos que pueden actuar bajo carga, son los denominados
seccionadores bajo carga.
286
Los seccionadores bajo carga (b-c) son aparatos de corte que permiten efectuar
maniobras voluntarias de apertura y de cierre de circuitos en condiciones dadas de
carga. La principal diferencia con los interruptores es que los seccionadores b-c no
están diseñados para abrir y cerrar sus contactos sobre corrientes de falla, debido a
que no tienen la suficiente capacidad de ruptura.
El accionamiento de un seccionador b-c es sencillo, sólo es necesario hacer girar
rápidamente la palanca de maniobra y al hacerlos se cerrarán o abrirán las cuchillas.
En estos aparatos son esenciales las condiciones mecánicas de los aisladores -
soportes, pues cada uno de ellos se halla sometido, no sólo a los esfuerzos
mecánicos de maniobra, sino que además han de soportar las fuerzas que les
transmiten los elementos de conexión del circuito.
El comportamiento de un seccionador b-c está muy relacionado con la naturaleza del
circuito al cual se conectará, por lo que es necesario mencionar los aspectos
sobresalientes de esta relación.
11.4.1 Especificaciones de un seccionador bajo carga
Los valores especificados para un seccionador b-c se refieren a los valores
característicos que definen las condiciones de trabajo para las cuales el seccionador
b-c se diseña y se construye.
287
En general cualquier seccionador b-c debe ser capaz de conducir su corriente
nominal de carga sin que se produzca una elevación de temperatura excesiva y por
otra parte también soporte los esfuerzos electrodinámicos; alrededor de estas
características genéricas se tienen valores importantes por especificar los siguientes:
- Tensión y corriente nominal
- Frecuencia nominal
- Capacidad de desconexión
- Valor de la corriente de corto circuito
- Ciclo de operación
Los valores anteriores, y los complementarios que definen las especificaciones de un
seccionador b-c se encuentran dados en las normas internacionales.
La idea de relacionar el seccionador b-c con las constantes del circuito a que va a
estar conectado, se puede manejar desde el punto de vista de sobrecorriente y
también desde el punto de vista de sobretensiones, lo que permite analizar ciertos
aspectos de los esfuerzos dieléctricos que aparecen por efecto de la desconexión o
cierre en ciertas condiciones de operación de la red.
12 LOS ARMÓNICOS Y EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
En este capítulo se presenta una descripción básica del concepto de los armónicos y
su relación con el sistema eléctrico, se darán a conocer sus fuentes, sus efectos y la
conceptualización que permita al lector profundizar más en el tema.
12.1 DEFINICIÓN
Un armónico puede definirse como un componente sinusoidal de una onda periódica
con una frecuencia que es múltiplo entero de la frecuencia fundamental.
Actualmente el estudio de los armónicos ha cobrado vigencia debido a la aparición
en el sistema de elementos que son muy sensibles a su presencia y la proliferación
de cargas no lineales que los producen.
La resolución 070/98 de la CREG establece que la norma que reglamenta el estudio
de este tema es la std IEEE 519.
289
Cualquier onda periódica puede ser representada por una onda sinusoidal a una
frecuencia fundamental más otras señales sinusoidales de amplitudes generalmente
menor y de frecuencias que son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental.
En la siguiente figura se muestra una onda sinusoidal pura con frecuencia
fundamental igual a 60 Hz (frecuencia industrial)
O N D A S I N U S O I D A L P U R A
- 1
- 0 . 8
- 0 . 6
- 0 . 4
- 0 . 2
0
0 . 2
0 . 4
0 . 6
0 . 8
1
0 0 . 0 0 2 0 . 0 0 4 0 . 0 0 6 0 . 0 0 8 0 . 0 1 0 . 0 1 2 0 . 0 1 4 0 . 0 1 6 0 . 0 1 8 0 . 0 2
T i e m p o [ s ]
Tens
ión
[ p.u
. ]
Figura 40 . Onda sinusoidal pura
Si la onda esta distorsionada se dice que tiene un contenido de armónicos, en las
siguientes figuras se muestran formas de ondas muy comunes la primera con un
contenido de tercer armónico y la siguiente con contenido de quinto, séptimo, décimo
primer y decimotercer armónico.
290
O N D A F U N D A M E N T A L C O N 3 e r A R M Ó N I C O
- 1 . 5
- 1
- 0 . 5
0
0 . 5
1
1 . 5
0 0 . 0 0 2 0 . 0 0 4 0 . 0 0 6 0 . 0 0 8 0 . 0 1 0 . 0 1 2 0 . 0 1 4 0 . 0 1 6 0 . 0 1 8 0 . 0 2
T ie m p o [ s ]
Tens
ión
[ p.u
. ]
Figura 41 . Onda fundamental con armónico 3
O N D A F U N D A M E N T A L C O N 5 , 7 , 1 1 Y 1 3 A R M Ó N I C O S
- 1 . 5
- 1
- 0 . 5
0
0 . 5
1
1 . 5
0 0 . 0 0 2 0 . 0 0 4 0 . 0 0 6 0 . 0 0 8 0 . 0 1 0 . 0 1 2 0 . 0 1 4 0 . 0 1 6 0 . 0 1 8 0 . 0 2
T i e m p o [ s ]
Tens
ión
[ p.u
. ]
.
Figura 42 . Onda fundamental con armónicos 5, 7, 11 y 13
291
12.2 FUENTES DE ARMÓNICOS
Los armónicos se deben a la presencia de cargas no lineales conectadas al sistema
y en menor proporción se originan por fenómenos transitorios producto de las
maniobras realizadas en los diferentes elementos asociados al sistema eléctrico,
generalmente estos transitorios tienen frecuencias superiores a 1 kHz.
Entre las fuentes de armónicos más comunes se encuentran las siguientes:
- Rectificadores
- Hornos de arco
- Drives (Motores con control de estado sólido)
- Compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC)
- Equipos con núcleos magnéticos (Transformadores, reactores, motores,
balastos)
- Puentes rectificadores con diodos o tiristores
- Inversores
- Controles de velocidad
- Herramientas eléctricas de velocidad variable
- Unidades UPS
- Sistemas de alumbrado especiales para determinadas áreas de trabajo
La presencia de los armónicos en la red es un fenómeno cuya importancia y efectos
han ido aumentando a medida que prolifera la utilización de dispositivos electrónicos
292
no lineales, tanto al nivel de potencia como en el ámbito de la electrónica de
consumo, ya que estos dispositivos actúan como generadores de armónicos y a su
vez son muy sensibles a sus efectos.
Tabla 16. Curvas típicas de armónicos en la industria.
WEIGHTING FACTORS FOR DIFFERENT TYPES OF HARMONIC
PRODUCING LOADS.
TYPE OF LOAD
TYPICAL
WAVEFORM
CURRENT DISTORTION
WEIGHTING FACTOR
(Wi)
Single Phase
Power Supply
0 10 20 30 40-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Time (mS)
Current
80%
(high 3rd)
2.5
Semiconverter
0 10 20 30 40-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Time (mS)
Current
high 2nd,3rd,
4th at partial
loads
2.5
6 Pulse Converter,
capacitive smoothing,
no series inductance
0 10 20 30 40-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Time (mS)
Current
80%
2.0
6 Pulse Converter,
capacitive smoothing
with series inductance > 3%,
or dc drive
0 10 20 30 40-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Time (mS)
Curr
ent
40%
1.0
293
WEIGHTING FACTORS FOR DIFFERENT TYPES OF HARMONIC
PRODUCING LOADS.
TYPE OF LOAD
TYPICAL
WAVEFORM
CURRENT DISTORTION
WEIGHTING FACTOR
(Wi)
6 Pulse Converter
with large inductor
for current smoothing
0 10 20 30 40-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Time (mS)
Current
28%
0.8
12 Pulse Converter
0 10 20 30 40-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Time (mS)
Current
15%
0.5
AC Voltage
Regulator
0 10 20 30 40-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Time (mS)
Current
varies with
firing angle
0.7
12.3 EFECTOS DE LOS ARMÓNICOS
Los armónicos, como fuentes de perturbación, pueden causar gran variedad de
problemas en la red, a continuación se exponen los principales problemas que se
pueden presentar:
294
12.3.1 Factor de potencia
La presencia de armónicos distorsiona la lectura del factor de potencia
incrementando la lectura en la potencia aparente, este aumento tiene como
consecuencia que el medidor detecte un factor de potencia menor.
2n
22
21 IIIV
PSPFp
K++∗==
12.3.2 Condensadores
Cuando un banco de condensadores se utiliza para corregir el factor de potencia,
normalmente se dimensiona sin tener en cuenta el efecto de los armónicos.
Los condensadores no son fuentes de armónicos debido a que tienen un
comportamiento lineal, sin embargo estos pueden absorber gran cantidad de
armónicos produciendo fallas o pueden amplificar el problema al interactuar con las
inductancias presentes en el sistema.
12.3.3 Interferencia electromagnética
La circulación de armónicos genera campos electromagnéticos alrededor de los
conductores y en sistemas trifásicos los armónicos de secuencia cero producen un
flujo remanente que se cierra por el aire induciendo corrientes y tensiones en
elementos metálicos tales como cables de comunicaciones, computadores y
teléfonos entre otros produciendo incomodas interferencias.
295
12.3.4 Distorsión
Aparte de las interferencias producidas por el campo magnético se producen
interferencias debidas a la distorsión que los armónicos producen en la tensión, esta
distorsión depende de la amplificación armónica que producen las resonancias y de
la potencia de la red de alimentación. Si la forma de onda de la tensión aparece
distorsionada, muchos equipos electrónicos se ven afectados.
12.3.5 Calentamiento.
El calentamiento se produce por efecto Joule, las pérdidas totales están dadas por:
K+∗+∗+∗=∗= 5253
2360Hz
260Hz
2J RIRIRIRIP
Dado que los equipos se especifican con base en 60 Hz, la adición de componentes
armónicos produce una reducción de la potencia efectiva del equipo y de su vida útil.
12.3.6 Efecto JITTER
Los armónicos afectan todos aquellos dispositivos de estado sólido que son
sensibles al cruce de la onda senoidal por cero, esa posible que la onda deformada
presente varios cruces por cero en un mismo semiciclo o presente adelantos o
atrasos en el cruce por cero, el funcionamiento incorrecto de estos dispositivos
genera disparos indeseados, operación inestable e interferencia con los controles
que depende de estos dispositivos.
296
12.3.7 otros efectos
Las corrientes armónicas y la distorsión en la onda senoidal producto de los
componentes armónicos pueden causar otro gran número de problemas entre los
cuales se pueden mencionar los siguientes:
- Aumento de pérdidas en núcleos y conductores.
- Calentamiento de motores y transformadores
- Sobretensiones en condensadores
- Operación indebida de fusibles
- Operación incorrecta en los instrumentos de medición
- Interferencias con equipos de telecomunicaciones
- Oscilaciones mecánicas y pérdidas excesivas por calentamiento en máquinas de
inducción y máquinas sincrónicas
- Sobretensiones y/o corrientes excesivas debido a resonancias de la red a
corrientes armónicas
- Flicker de lámparas de filamento (titilación del alumbrado)
- Retrasos en los ángulos de disparos de tiristores (efecto JITTER)
La magnitud y el tipo de problemas que se presentan en la red debido a los
armónicos dependen directamente de factores como la topología, el nivel de tensión
de los alimentadores, el nivel de distorsión presente y el grado de sensibilidad de los
equipos, entre otros. Estas condiciones deben ser analizadas para garantizar
soluciones al problema de los armónicos.
297
12.3.8 Efectos que más inciden en un sistema de distribución
Cuando circulan corrientes armónicas a través del sistema se presentan los
siguientes problemas:
- Reducción de la capacidad nominal en los transformadores por efecto del
incremento de las pérdidas en los devanados y por consiguiente el incremento en
la temperatura.
- Sobrecarga en los condensadores utilizados para corregir el factor de potencia.
- Sobretensiones que ocasionan la destrucción de fusibles u operación errónea en
las protecciones asociadas a los interruptores de un sistema de potencia.
- Operación incorrecta de las teleprotecciones.
- Alteraciones en el funcionamiento de equipos electrónicos especializados, tales
como computadores, controladores y sistemas digitales de control.
12.4 CONTROL DE LOS ARMÓNICOS
El método más común para atacar el problema de los armónicos es el uso de filtros,
el objetivo de éstos es absorber los armónicos y reducir la tensión y la corriente de
una frecuencia armónica dada, esta solución es muy costosa pero eficiente.
Las corrientes armónicas se pueden controlar utilizando una alta impedancia en serie
para bloquear su paso o derivar las corrientes por medio de caminos de baja
impedancia. Los filtros serie llevan entonces todo el peso de la corriente de carga,
298
mientras que los filtros paralelo llevan únicamente la fracción de la corriente que se
desea derivar.
Normalmente se utilizan filtros en paralelo debido a que su costo es menor y
adicionalmente pueden ser utilizados para compensar el factor de potencia a la
frecuencia industrial (60 Hz).
Debido al alto costo que representa la instalación de filtros, a continuación se
mencionan otras estrategias para mitigar el problema de los armónicos:
Cuando el problema ocurre en condensadores se recomienda instalar bobinas anti-
resonantes y reubicar los condensadores, si se requiere corregir el factor de potencia
es recomendable ubicar la compensación cerca de la carga verificando si se
presentan problemas de resonancia, si el problema se produce en las
comunicaciones o dispositivos electrónicos por la interferencia electromagnética es
necesario colocar los filtros cerca de la fuente productora de armónicos, utilizar rutas
alternas para los cables se ven interferidos, utilizar transformadores de aislamiento
eléctrico y apantallar magnéticamente los cables de los circuitos que causan la
interferencia.
Los armónicos al nivel de la distribución se pueden controlar con tres estrategias
muy concretas:
- Utilizar filtros para controlar los armónicos en su fuente.
- Aumentar el nivel de cortocircuito del punto afectado.
- Utilizar otra alimentación para los circuitos sensibles (Equipos de computo y
electrónica)
299
12.5 ARMÓNICOS Y EL PUNTO DE ACOPLE COMÚN (PCC)
El punto de acople común (PCC: Common Coupling Assumption) es el punto de
conexión eléctrica entre el sistema de distribución de la empresa de suministro de
energía y el sistema de “distribución” del usuario. La definición de la norma IEEE
519-1992 establece que el PCC es el punto de acople común entre el sistema y uno
o varios clientes. El PCC puede localizarse en el primario o en el secundario del
transformador que suministra la energía a los clientes, la elección de este punto
depende directamente del estudio que se desea realizar o de las disposiciones
normativas de la empresa que presta el servicio de suministro de energía, la norma
aconseja escoger el PCC en el punto donde más usuarios se sirvan del servicio, tal
como se muestra en la
Figura 43
Utility System
Custome r Under Study
Other UtilityCusto mers
PCC
IL
Utility System
Customer Under Study
Other UtilityCustomers
PCC
IL
Figura 43 . Selección del PCC donde otros usuarios pueden Suplirse del servicio
300
12.6 LIMITES DE DISTORSIÓN
La norma IEEE – 519 establece los límites para el nivel de armónicos medidos en el
PCC, estos límites dependen directamente del nivel de tensión existente, del tamaño
de la carga y de la corriente de corto circuito.
12.6.1 Límites de Distorsión de voltaje
Para garantizar la calidad de la onda de voltaje en el sistema global, es necesario
tener en cuenta los límites de distorsión que la norma permite. Los límites se
expresan en función de la tensión rms nominal
Tabla 17. Límites de distorsión para Voltaje.
Tensión en el PCC (Vn) Distorsión de Voltaje
Armónica Individual (%)
Distorsión de Voltaje Armónica Total
THDVn(%)
V kVn ≤ 69 3.0 5.0 69 161kV V kVn< ≤ 1.5 2.5
V kVn > 161 1.0 1.5
Distorsión armónica individual.
301
100%VVID
n
hVn
×=
Donde:
Vh : Magnitud del componente armónico individual (voltios rms)
h : El orden armónico
Vn : El voltaje nominal rms del sistema en el PCC (voltios rms)
Distorsión armónica total.
100%V
VTHD
n
2h
2h
Vn×=
∑∞
=
Donde:
Vh : Magnitud de los componentes armónicos individuales (voltios rms)
h : El orden armónico
Vn : El voltaje nominal rms del sistema en el PCC (voltios rms)
12.6.2 Límites de distorsión de corriente
La corriente armónica de un cliente evaluada en el PCC afecta directamente a los
otros clientes que están conectados en el punto común.
Los límites de distorsión de corriente según la norma IEEE – 519 se definen a
partir de la relación de la corriente de corto circuito (Isc) dada por todas las cargas
302
conectadas en el nodo del PCC con relación a la corriente de carga del usuario
(IL).
Tabla 18. Límites de distorsión para las corrientes.
V kVn ≤ 69
I Isc L/ h < 11 11 17≤ <h 17 23≤ <h 23 35≤ <h 35 ≤ h TDD
<20 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0 20-50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0
50-100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0 100-1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0
>1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0
69 161kV V kVn< ≤
<20* 2.0 1.0 0.75 0.3 0.15 2.5 20-50 3.5 1.75 1.25 0.5 0.25 4.0
50-100 5.0 2.25 2.0 1.25 0.35 6.0 100-1000 6.0 2.75 2.5 1.0 0.5 7.5
>1000 7.5 3.5 3.0 1.25 0.7 10.0
V kVn > 161
<50 2.0 1.0 0.75 0.3 0.15 2.5
≤ 50 3.5 1.75 1.25 0.5 0.25 4.0 Nota: La norma recomienda tener especial cuidado en el cálculo de la Isc y la IL.
La corriente de corto circuito Isc se debe calcular simulando fallas en condiciones
normales, no se recomienda que se encuentre este parámetro simulando
contingencias muy raras en el sistema, ya que estas condiciones requieren un
tratamiento diferente.
303
La corriente de carga IL es la componente fundamental (60Hz) de la corriente en
máxima demanda en el PCC. Esta corriente puede ser calculada como el promedio
de las corrientes en máxima demanda mensual durante los 12 meses anteriores.
La información necesaria para realizar este cálculo no está a menudo disponible (por
ejemplo: un nuevo cliente), en estos casos es necesario realizar alguna estimación
de la corriente de carga basado en los perfiles de carga.
La Distorsión de la Demanda Total (TDD) se define como:
100%I
ITDD
L
2h
2h
×=∑
∞
=
Donde:
Ih : Es La magnitud de las componentes armónicas individuales (amperios rms)
h : Es el orden armónico.
IL : Es la carga en demanda máxima actual (amperios rms).
304
Si las cargas que producen los armónicos son conversores y su número de pulsos
(q) es mayor que seis, es necesario multiplicar los límites indicados anteriormente
por el siguiente factor: 6q
12.7 PALABRAS CLAVES PARA LEER LA NORMA STD 519
Es necesario conocer alguna terminología especializadapara comprender a
cabalidad la norma, a continuación se resumen los términos más importantes:
− Armónico: Es un componente senoidal de una onda periódica con una frecuencia
que es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental.
− Armónico (componente armónico) : Componente de un orden superior a uno del
desarrollo en serie de Fourier de una magnitud periódica.
− Caída de tensión : Es una reducción en el voltaje RMS por debajo de lo permitido
a frecuencia industrial con una duración mayor a medio ciclo pero menor a 2
minutos.
− Compatibilidad electromagnética (CEM): Aptitud de un dispositivo para funcionar
de manera satisfactoria en su entorno electromagnético sin introducir
perturbaciones intolerables para este entorno incluyendo otros dispositivos.
− Componente fundamental : Componente de orden uno del desarrollo en serie de
Fourier de una magnitud periódica.
− Distorsión de Voltaje: Cualquier desviación de la onda senoidal nominal de voltaje
de la línea AC.
305
− Elevación de tensión: Un incremento en el voltaje RMS por encima de lo
permitido a frecuencia industrial, con duración mayor a medio ciclo y menor a
unos pocos segundos.
− Entorno Electromagnético: Conjunto de fenómenos electromagnéticos que
existen en un lugar dado.
− Factor armónico: Es la relación entre el valor RMS de todos los armónicos
presentes y el valor fundamental. 1
27
25
23
IIII
s)(corriente armónico FactorK++
=
− Flicker (Titileo): Es una variación del voltaje de entrada con una duración
suficiente como para percibir un cambio en la intensidad luminosa en lámparas
incandescentes ordinarias y en cargas cíclicas.
− Interarmónico: Es un componente senoidal cuya frecuencia no es un múltiplo
entero de la frecuencia industrial de la red.
− Interrupción: Es la pérdida completa de voltaje durante un período de tiempo.
− Límite de emisión de una fuente perturbadora: Valor máximo especificado del
nivel de emisión de una fuente de perturbación electromagnética.
− Límites de inmunidad: Valor mínimo especificado del nivel de inmunidad.
− Nivel de Compatibilidad (electromagnética) : Nivel máximo especificado de
perturbaciones electromagnéticas al cual puede esperarse que sea sometido un
dispositivo, aparato o sistema funcionando en condiciones particulares.
− Nivel de Emisión de una fuente perturbadora : Nivel de una perturbación
electromagnética de forma dada, emitida por un dispositivo, aparato o sistema
particular y medida de una manera especificada.
306
− Nivel de inmunidad: Nivel máximo de una perturbación electromagnética de
forma dada que actúa sobre un dispositivo, aparato o sistema particular, para la
cual éste permanece capaz de funcionar con la calidad deseada.
− Orden de un armónico (n): Número entero igual a la relación entre la frecuencia
del armónico y la frecuencia del fundamental.
− Punto de conexión común a la red general (PCC): Punto situado en la red de
alimentación eléctrica general, el más cercano eléctricamente del consumidor, en
cuya instalación está o puede estar conectado un aparato, y al que están o
pueden estar conectadas otras instalaciones.
− Ruido : El ruido eléctrico es una señal eléctrica indeseable, que produce efectos
impredecibles en los equipos susceptibles.
− Sobrevoltaje: Es un incremento RMS del voltaje sobre el nivel permitido a
frecuencia industrial con una duración mayor a 2 minutos.
− Tasa de Armónicos: Relación entre el valor eficaz del residuo armónico y el de la
magnitud alterna.
− Tasa del Armónico (n): Para un componente armónico de orden n de una onda
deformada, relación (que puede ser expresada en porcentaje) entre el valor
eficaz de la componente armónica de orden n y al valor eficaz de la componente
fundamental de esta misma onda.
13 ILUMINACION
El tema de la iluminación es muy extenso y profundo, muchos son los textos y
documentos que abordan este tópico; en este capítulo se le ofrece al lector los
principios básicos de la iluminación, enfocados al alumbrado público, se recomienda
al lector apropiarse de otras bibliografías para lograr un mayor entendimiento de las
bases que aquí se ofrecen.
13.1 DEFINICIONES
A continuación se definen los principales conceptos utilizados en la ingeniería de la
iluminación:
13.1.1 Flujo luminoso
Se define como la cantidad de luz emitida por una fuente en todas direcciones, en la
unidad de tiempo. Se simboliza con la letra fi (φ) y se define matemáticamente así:
φ = dQ / dt Siendo Q la cantidad de luz.
308
El flujo luminoso se puede asemejar a la potencia eléctrica. Su unidad de medida es
el Lúmen que es la unidad que da la cantidad de iluminación, estimada por una
fuente de luz. En la práctica las fuentes luminosas son ratadas por el número de
lúmenes.
13.1.2 Intensidad luminosa
Se define como la cantidad de flujo luminoso emitido por una fuente, en una
dirección determinada, por el ángulo sólido que la contiene. El ángulo sólido,
expresado por la letra omega (Ω), se mide en estereorradianes y el flujo luminoso
emitido por la fuente simbolizado por la letra fi (φ), en lúmenes.
La intensidad luminosa, la cual se simboliza por la letra I, se define matemáticamente
así:
I = dφ / dΩ
La Candela (Cd) es la unidad de intensidad luminosa. Varía con la distancia a la
fuente y con el ángulo respecto a ésta.
13.1.3 Iluminancia o iluminación
Es la densidad de flujo luminoso que incide sobre una superficie, esto es, el flujo
luminoso por unidad de área. Se simboliza con la letra E y se evalúa así:
E = dφ / dA
Con φ en lúmenes y A en metros cuaddrados
309
La unidad básica es el Lux que muestra la densidad de iluminación, y es definida
como:
Lux = lúmenes / m2
13.1.4 Luminancia
El concepto de luminancia es importante para el cálculo de iluminación vial, ya que la
luminancia sobre la calzada es el factor que suministra al conductor la adecuada
impresión visual de la misma.
Se define la luminancia en un punto de una superficie y en una dirección
considerada, como la relación entre la intensidad luminosa de un elemento
infinitamente pequeño de la superficie que rodea el punto considerado y el área de la
proyección ortogonal de este elemento sobre un plano perpendicular a esa dirección
(área aparente). Lo anterior quiere decir que la luminancia define la densidad
luminosa emitida (en el caso de una fuente primaria) o reflejada (en el caso de una
superficie iluminada), en una dirección determinada. Es decir expresa el efecto de
luminosidad que una superficie iluminada produce en el ojo humano.
En términos hidráulicos se asemeja a la cantidad de agua (salpicaduras) que rebotan
de una superficie bañada por un chorro de agua, se simboliza p[or la letra L y se
define así:
L: = dI / (dA cos θ)
Donde:
310
I: Intensidad luminosa en Cd.
A: Superficie considerada en m2.
θ: Ángulo entre la línea de visión y la perpendicular a la superficie.
La unidad de la luminancia es Cd/m2 , se conoce como “nit” (nt)
En la siguiente tabla se resumen las magnitudes fotométricas.
Tabla 19. Magnitudes fotométricas
MAGNITUD UNIDAD
NOMBRE SÍMBOLO QUE INDICA NOMBRE SÍMBOLO COMO SE MIDE
Fluj
o
lum
inos
o
φ
Cantidad de luz (W)
emitida por una
fuente luminosa en
un determinado
intervalo de tiempo
(t): φ = W / t
Lumen
lm
Esfera de Ulbricht: la fuente
luminosa se coloca en el centro de
una gran esfera cuyo interior se ha
pintado de blanco empleando una
pintura perfectamente difusora. A
través de una pequeña abertura,
apantallando los rayos luminosos
que proceden directamente de la
fuente, se mide la iluminación
producida por la luz difusa; dicha
iluminación es proporcional al flujo
emitido por la fuente.
311
MAGNITUD UNIDAD
NOMBRE SÍMBOLO QUE INDICA NOMBRE SÍMBOLO COMO SE MIDE
Inte
nsid
ad
lum
inos
a
I
Flujo luminoso (φ)
emitido por una
fuente en una
determinada
dirección, dividido
por el ángulo sólido
Ω (léase omega)
que lo contiene: I =
φ / Ω
candela
cd
Banco fotométrico: la lámpara
sometida a prueba se compara con
un patrón cuya intensidad luminosa
es conocida.
Cuando se trata de luminarias la
medición se efectúa con un
goniofotómetro: una célula
fotovoltaica gira en torno a la
luminaria y mide la intensidad
luminosa emitida en todas
direcciones.
Efic
ienc
ia
lum
inos
a
η
(léase eta)
Relación entre el
flujo luminoso (φ) y
la potencia eléctrica
absorbida (P) por
una lámpara y las
eventuales
reactancias:
η = φ / P
Lumen por
vatio
lm/W
La eficiencia luminosa se determina
conjuntamente con la medición del
flujo luminoso mediante la esfera
de Ulbricht, controlando con un
vatímetro la potencia suministrada
a la lámpara, o bien al conjunto
lámpara más equipo eléctrico
auxiliar.
312
MAGNITUD UNIDAD
NOMBRE SÍMBOLO QUE INDICA NOMBRE SÍMBOLO COMO SE MIDE
Ilum
inac
ión
E
Flujo luminoso (φ)
que incide sobre
una superficie dada
dividido por el área
(S) de dicha
superficie: E = φ / S
lux lx
Luxómetro: está constituido por una
fotocélula que transforma la
energía luminosa en corriente
eléctrica, que se detecta mediante
un galvanómetro cuya escala está
calibrada en lux.
Lum
inan
cia
L
Intensidad luminosa
(I) de una superficie
en una dirección
dada por unidad de
área proyectada de
la misma. L = I / S'
candela por
metro
cd/m2
Luminanciómetro: aparato que
reproduce sobre la parte sensible
de un fotomultiplicador la imagen
de la superficie proyectada cuya
luminancia se quiere medir. La
corriente eléctrica producida por el
fotomultiplicador se amplifica e es
medida mediante un galvanómetro
calibrado en candelas por metro
cuadrado (cd/m2).
313
Tabla 20. Ejemplos de magnitudes fotométricas
Flujo luminoso Intensidad
φFlujoluminoso
I
Eficiencia Iluminación
reactanciaP
Φ 1 lux
1 lumen
Luminancia
314
13.2 FUENTES LUMINOSAS
13.2.1 clasificación y características
Se pueden clasificar en dos grandes categorías:
- De irradiación por efecto térmico: Bombillas de incandescencia normales o
halógenas (por ciclo de yodo);
- De descarga en un gas o vapor: tubos fluorescentes, bombillas de vapor de
mercurio, de sodio, etc.
En el momento de escoger el tipo de bombillo que se va a utilizar es necesario tener
en cuenta las siguientes características:
- Potencia nominal.
Condiciona la magnitud del flujo emitido por la bombilla así como las proporciones de
la instalación desde el punto de vista eléctrico;
- Rendimiento cromático.
Condiciona una mayor o menor apreciación de los colores;
- Temperatura de color.
Condiciona la tonalidad de la luz. Se dice de una bombilla que proporciona una luz
"cálida" o "fría" según que predominen las radiaciones en el campo del rojo o del
azul; por encima de 4000 °K son calidas y por debajo son frias.
- Tamaño, fijación.
Condicionan la construcción de la luminarias (direccionalidad del haz luminoso,
costo, etc.).
315
A continuación se describen las áreas de aplicación, las ventajas y desventajas, las
características eléctricas y fotométricas, así como las dimensiones de las fuentes de
la luz utilizadas para la iluminación de exteriores.
Se prescinde de las bombillas fluorecentes tubulares que han dejado de utilizarse en
las nuevas instalaciones de alumbrado público y cuyo empleo ha quedado limitado a
la iluminación interior y decorativa.
13.2.2 Bombillas de incandescencia
− Áreas de utilización:
Iluminación de espacios interiores o en jardines, no se recomienda para alumbrado
público por su bajo flujo luminoso.
− Ventajas:
Encendido inmediato, sin que se requiera equipo auxiliar; rendimiento cromático
óptimo; factor de potencia unitario; ninguna limitación en cuanto a la posición de
funcionamiento.
− Desventajas:
Baja eficiencia luminosa y, por tanto, elevado costo de explotación; notable
producción de calor; elevada luminancia, con un nivel de deslumbramiento regular;
duración limitada, lo que da lugar a frecuentes intervenciones para sustituirlas;
variación del flujo emitido en función de la tensión de alimentación: ahora bien, ello
condiciona la duración de la bombilla.
316
Tabla 21. Bombillas incandescentes
POTENCIA NOMINAL (W)
FLUJO LUMINOSO
(Lm)
EFICIENCIA LUMINOSA
(Lm/W)
LONGITUD
(MM)
DIÁMETRO
(MM) 100 1250 12.5 107 60 150 2090 14.0 128 70 200 2920 14.6 170 80 300 4610 15.3 183 90 500 8300 16.6 239 110 1000 18600 18.6 274 130 1500 29000 19.3 335 170 2000 40000 20.0 358 200
13.2.3 Tubos halógenos (Ciclo de yodo)
− Áreas de utilización
Iluminación de campos de deportes, plazas y grandes espacios.
− Ventajas
Respecto a las bombillas normales de incandescencia se caracterizan por una
mayor depreciación del flujo luminoso, mayor eficacia y duración, así como por un
reducido volumen. La ampolla (de cuarzo) no se ennegrece interiormente toda vez
que la función del halógeno introducido en la misma es la de devolver al filamento el
tungsteno volatizado.
− Desventajas
Elevada luminancia; duración limitada (unas 2000 horas) respecto a las bombillas de
descarga. Riesgo de desvitrificación de la ampolla si es tocada por manos o
elementos que lleven sustancias ácidas o grasas (las bombillas sólo deben ser
317
manipuladas llevando guantes limpios; antes de ponerlas en funcionamiento se debe
eliminar de ellas el menor rastro de grasa empleando un trozo de tela de algodón
embebido en alcohol). Existen limitaciones en cuanto a la posición de
funcionamiento.
Tabla 22. Bombillas de Halógeno
POTENCIA NOMINAL
(W)
FLUJO LUMINOSO
(LM)
EFICIENCIA LUMINOSA
(LM/W)
LONGITUD (*)
(MM) 500 11000 22 120 700 15500 22 189 1000 22000 22 192 1500 33000 22 2000 44000 22 335
(*) Según los fabricantes el diámetro varía de 10 a 12 mm.
13.2.4 Bombillas de vapor de mercurio
− Áreas de utilización
Alumbrado de vías públicas, plazas, jardines.
− Ventajas
Eficiencia luminosa regular; rendimiento cromático bueno; reducido tamaño y larga
duración (unas 24000 horas); ninguna limitación en cuanto a la posición de
funcionamiento; amplia gama de potencias.
− Desventajas
Empleo de equipo auxiliar para el arranque de la descarga. El encendido no es
inmediato; deben transcurrir varios minutos antes de obtener la máxima emisión
318
luminosa; si se las vuelve a poner en circuito cuando todavía están calientes son
necesarios de 4 a 10 minutos para el reencendido. Factor de potencia bajo (≈ 0.5),
por tanto, es preciso corregirlo a través de un condensador, su flujo luminoso
decrece rápidamente en el tiempo, como consecuencia se deben sustituir
frecuentemente.
Tabla 23. Bombillas de vapor de mercurio
POTENCIA NOMINAL
(W)
POTENCIA ABSORBIDA
(W) (*)
FLUJO LUMINOSO
(LM)
EFICIENCIA LUMINOSA
(LM/W)
DIÁMETRO
(MM)
LONGITUD
(MM) 50 30 2000 33.3 55 130 80 90 3800 42.2 70 156
125 140 6300 45.0 75 170 250 266 13700 51.5 90 226 400 425 23100 54.3 120 292 700 735 42000 57.1 150 343 1000 1045 60000 57.4 165 380 2000 2070 135000 65.2 185 420
(*) Incluidas las pérdidas en la reactancia.
13.2.5 Bombillas de yoduros metálicos (Halogenuros)
− Áreas de utilización
Alumbrado de campos de deportes, plazas, grandes espacios.
− Ventajas
Eficiencia luminosa elevada; rendimiento cromático óptimo; dimensiones reducidas.
Duración de 12000 horas.
319
− Desventajas
Requieren equipo auxiliar como: reactancia del tipo autoregulado, condensador para
corrección del factor de potencia y cebador (sólo en algunos casos según el
fabricante). Posición de funcionamiento condicionada ya que el flujo luminoso se ve
afectado. Factor de potencia bajo (≈ 0.5), por lo que hay que corregirlo.
Tabla 24. Bombillas de Halogenuros
TIPO DE AMPOLLA
POTENCIA
NOMINAL (W)
POTENCIA ABSORBIDA
(W) (*)
FLUJO LUMINOSO
(Lm)
EFICIENCIA LUMINOSA
(Lm/W)
DIÁMETRO
(mm)
LONGITUD
(mm)
250 275 20000 72 38 220 TUBULAR
CLARO 2000** 2100 190000 90 100 430
OVOIDE
250
275
18000
65
90
226
FLUORECENTE 7360 385 26000 68 120 292
(*) Incluidas las pérdidas en la reactancia. (**) Funcionan a 380V.
Nota: Ya existe en el comercio bombillas de potencias más pequeñas como 1500 W, 1000 W y 400 W.
320
13.2.6 Bombillas de sodio a baja presión
− Áreas de utilización
Iluminación de bifurcaciones, cruces, túneles y para señalar, en general, situaciones
de peligro. Son óptimas para las zonas de nieblas frecuentes y para el alumbrado
público en general.
− Ventajas
Eficiencia luminosa elevada y buena duración (6000 horas); luminancia de tipo medio
(7,5 - 14 cd/cm2).
− Desventajas
La luz emitida es monocromática (amarilla) y los colores de los cuerpos iluminados
resultan alterados desfavorablemente; son utilizables, por lo tanto, en aquellos casos
en que la correcta reproducción de los colores tiene poca importancia. Requieren
equipo auxiliar para la alimentación y sólo transcurridos unos 10 ó 15 minutos
después de la conexión inicial alcanza el 80% de la emisión máxima. Posición
preferente de funcionamiento, horizontal (se admite una inclinación hasta de 20º).
Factor de potencia bajo (≈ 0.3), por lo que hay que corregir la fase. De considerables
dimensiones, lo que aumenta el precio comercial de las luminarias.
321
Tabla 25. Bombillas de sodio a baja presión
POTENCIA NOMINAL
(W)
POTENCIA ABSORBIDA
(W) (*)
FLUJO LUMINOSO
(Lm)
EFICIENCIA LUMINOSA
(Lm/W) LONGITUD
(mm) DIÁMETRO
(mm)
35 56 4600 82 51 310 55 76 7600 100 51 425 90 113 12500 110 65 528
135 175 21500 123 65 775 180 220 31000 140 65 1120
200** 235 31000 132 45 1200
(*) Incluidas todas las pérdidas por reactancia
13.2.7 Bombillas de sodio de alta presión
− Áreas de utilización
Iluminación de grandes arterias, avenidas principales, plazas y zonas aeroportuarias,
edificios y monumentos. Redes de alumbrado público en general.
− Ventajas
Eficiencia luminosa óptima; larga duración (unas 24000 horas); buen rendimiento
cromático. Posición de funcionamiento no condicionada. Se pueden emplear como
alternativa a las bombillas de vapor de mercurio en aquellos casos en que se
requieren elevados niveles de iluminación y se persigue una reducción de la potencia
instalada.
− Desventajas
Empleo de equipo auxiliar para el encendido y la alimentación. Factor de potencia
bajo (≈ 0.5), hay que corregirlo.
322
Tabla 26. Bombilla de sodio alta presión
TIPO DE AMPOLLA
POTENCIA NOMINAL
(W)
POTENCIA ABSORBIDA
(W) (*)
FLUJO LUMINOSO
(LM)
EFICIENCIA LUMINOSA
(LM/W)
LONGITUD (MM)
DIÁMETRO (MM)
70 81 5800 72.0 197 40 150 170 14500 85.0 221 46 250 275 25500 92.7 257 46 400 450 50000 111.1 285 46
TUBULAR
CLARO
1000 1090 130000 119.2 373 65 150 170 14000 82.5 226 90
250 275 25000 90.9 226 90
400 450 47000 104.4 292 120 OVOIDE
FOSFORADA
1000 1090 120000 110.0 400 165
13.3 APARATOS DE ILUMINACIÓN (LUMINARIAS)
13.3.1 Requisitos fundamentales
Dando por sentado que los aparatos de iluminación están destinados a distribuir el
flujo emitido por las bombillas (fuentes luminosas) a fin de dirigirlo a las superficies a
iluminar, es importante subrayar que los que se emplean para exteriores deben
responder a unos requisitos luminotécnicos, eléctricos y mecánicos especiales.
Desde el punto de vista luminotécnico, los fabricantes de luminarias ponen una gran
atención en el estudio y realización del conjunto óptico, destinado a modificar la
distribución del flujo luminoso emitido por las bombillas. Del conjunto óptico
323
depende, principalmente, el rendimiento de la luminaria, considerado como la
relación entre el flujo luminoso que sale de ella y el emitido por la bombilla. El
empleo de aparatos provistos de sistemas ópticos deficientes puede, por lo tanto,
repercutir en el costo de funcionamiento.
Otro aspecto a considerar en la elección de las luminarias es la clase para la cual
están previstas. De ésta depende el que se exija o no prever una instalación de
puesta a tierra.
Estructuralmente, las luminarias deben estar construidas de modo que proporcionen
una protección eficaz frente a la acción nociva de los agentes atmosféricos (polvo,
agua, etc.), no sólo para las bombillas sino también para el conjunto óptico y
eléctrico, reactancias, borneras, base para fotocelda, condensadores y arrancadores
(para el sodio). Se debe prever diferentes tipos de protección contra la penetración
de líquidos y polvo e incluso las acciones de vandalismo.
De lo anterior se desprende la necesidad de una cuidadosa elección de luminarias,
teniendo en cuenta la funcionalidad y sin dejarse condicionar por el bajo precio o su
estética. Por otra parte, no se debe olvidar que las instalaciones de alumbrado
público implican siempre una responsabilidad tanto técnica como financiera por lo
que el empleo de luminarias (y materiales) no fabricados bajo parámetros de calidad,
puede dar lugar a múltiples inconvenientes y gastos de mantenimiento, si no es que
incluso se ponga en juego la integridad física de las personas.
324
13.4 CLASIFICACIÓN LUMINOTÉCNICA
13.4.1 Reflectores
Ayudan a distribuir la luz emitida por la fuente luminosa, pueden ser especulares,
semiespeculares, difusos o una mezcla. Con relación al grado de deslumbramiento
pueden ser apantallados (cut-off), semi-apantallados (semi cut-off), no apantallados
(non cut-off). Deben ser de aluminio abrillantado y/o anodizado.
Entran en esta categoría los proyectores, aparatos con los que es posible concentrar
o dispersar la luz de acuerdo a la apertura del haz luminoso. Se emplean para la
iluminación de plazas, monumentos, fachadas de edificios, campos de deportes.
(Observar la Figura 44)
Cabe notar que según la CIE las luminarias no se especifican en función de “cut off”,
“semi cut off” y “non cut off” sino que se parametrizan con base en tres propiedades
fundamentales:
− -Alcance de la luminaria
La distribución luminosa de la luminaria en sentido longitudinal.
− -La dispersión
325
La distribución luminosa en el sentido transversal de la calzada.
− -El control
La facilidad de poder controlar el deslumbramiento producido por la luminaria.
Figura 44. Distribución de la intensidad luminosa
326
13.4.2 Refractores
Están construidos lisos o globos o pantallas de vidrio o de materiales plásticos
(acrílicos y policarbonatos) estriados, que dirigen los rayos de luz en direcciones
predeterminadas.
13.4.3 Difusores
Disminuyen la luminancia de las bombillas. Están constituidos por envolventes de
vidrio o material plástico opalino que atenúan el deslumbramiento, aunque reducen
el rendimiento del aparato.
Se utilizan para la iluminación de jardines, parques y alamedas, donde se tienen
exigencias estéticas específicas.
13.5 PARTES CONSTITUTIVAS DE UNA LUMINARIA DE ALUMBRADO
PÚBLICO
La forma puede variar de una fabricante a otro así como los dispositivos para facilitar
el montaje y el mantenimiento. Con ello no se excluye que gran parte de los
componentes que a continuación se detallan puedan encontrarse también en
aparatos de otro tipo.
− Carcasa, hecha de fundición o inyección de aluminio o de material plástico (por
ejemplo, polipropileno).
327
− Conjunto óptico, de aluminio de alta pureza, brillado y anodizado
electrolíticamente.
− Portabombillas. Debe de estar construido de tal forma que evite contactos directos
con las partes de la bombilla que se hallan bajo tensión.
− Soporte del portabombillas, con un dispositivo de reglaje que permite con el
movimiento de la bombilla dentro del reflector, varias distribuciones fotométricas
(sólo para vapor de sodio de alta presión).
− Conjunto eléctrico. Aloja todos los elementos auxiliares de la luminaria para
permitir su correcto funcionamiento.
− Filtro (por ejemplo, de carbón activo). Permite mantener en el exterior las
partículas contaminadas facilitando al mismo tiempo el intercambio de aire entre el
exterior y el interior del conjunto óptico (respiración). Se instala en los aparatos
herméticos y requiere una renovación periódica.
En el anexo F se adiciona información técnica descriptiva y de diseño.
13.6 PROTECCIÓN CONTRA LOS CONTACTOS DIRECTOS Y CONTRA LA
PENETRACIÓN DE LÍQUIDOS Y POLVO
Con relación al tipo de protección, los aparatos destinados al alumbrado público se
clasifican así:
328
Tabla 27. Protección IP
SÍMBOLO (*) TIPO DE PROTECCIÓN APLICACIÓN
IP 22
Ninguna protección contra la penetración de polvo;
protección contra la filtración de agua con una inclinación de la
luminaria de hasta 15º.
En el exterior, bajo cubierto.
IP 23 Ninguna protección contra la
penetración de polvo; protección contra la lluvia.
En el exterior, alumbrado público (luminarias abiertas).
IP 54
Protección parcial contra la penetración de polvo; protección contra las
salpicaduras.
Alumbrado público (luminarias cerradas).
IP 55
Protección parcial contra la penetración de polvo;
protección contra los chorros de agua.
Túneles.
IP 57 Protección parcial contra la
penetración de polvo; resistente a la inmersión.
En lugares polvorientos y muy mojados.
IP 65 Protección total contra el polvo, resistencia a chorros de agua
directos. Proyectores a la interperie.
(*) Las normas CIE consideran también otros tipos de protección.
La primera cifra indica el grado de protección contra el contacto directo de elementos
bajo tensión y el grado de protección del material contra la penetración de cuerpos
sólidos extraños y polvo; la segunda cifra indica el grado de protección contra la
penetración de líquidos.
329
13.7 CLASES DE POSTES
− De acero.
Pueden ser trefilados o soldados. En ambos casos presentan una buena resistencia
a los esfuerzos mecánicos y a la corrosión si han recibido el tratamiento adecuado
(generalmente se les suministra con un revestimiento bituminoso para prevenir la
corrosión, o bien con un baño galvánico de zinc tanto interna como externamente);
de menor peso que los postes de hormigón centrifugado.
− De hormigón armado centrifugado
De larga duración sin que requieran mantenimiento, aún en presencia de una
atmósfera corrosiva (salina o derivada de procesos industriales); el peso es
considerable, lo que se refleja en los costos de transporte e instalación. Se utilizan
cuando la alimentación se efectúa mediante una línea aérea por ser menos flexibles
que los postes de acero. En la punta del poste se fija un brazo metálico por medio
de abrazaderas o tornillo espaciador.
− De aluminio
Su peso es decididamente inferior al de los tipos precedentes, lo que agiliza
positivamente en la puesta en funcionamiento; no requieren mantenimiento si han
sido anodizados; mayor flexibilidad y más costoso que los de acero o de hormigón.
Independientemente del material empleado para su fabricación, los postes se
pueden suministrar con un orificio practicado hacia la mitad de la parte enterrada a
330
fin de dar entrada al conductor de alimentación (en el caso de utilizar una línea
subterránea). Dicho orificio no es necesario en aquellos casos en que la conexión se
realiza por medio de una caja exterior, en la base del poste.
La gama de formas y dimensiones de los postes y brazos que es posible encontrar
en el mercado en de gran diversidad.
13.8 DISEÑO DE ILUMINACION PARA VIAS PUBLICAS
El alumbrado público se rige a partir de la norma NTC 900, esta norma es un
resumen de las normas CIE 115 , IES LM-50 y la IES RP-8. En este punto se
indicará los parámetros básicos que el diseñador debe conocer para afrontar un
proyecto de redes de alumbrado público, sin embargo el tema es tan extenso que se
recomienda al lector profundizar este estudio con las siguientes lecturas: IES Lighting
Handbook. Application Volume y el curso de Diseño de iluminación vial de la facultad
de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la Universidad Pontificia Bolivariana ambos
reseñados en la bibliografia.
331
La iluminación en vías públicas tiene dos fines:
- Dar seguridad al conductor que se desplaza por la vía.
- Vigilancia, es decir, iluminar las calles de tal forma que brinde seguridad a los
peatones.
La diferencia entre la iluminación de un sector con tráfico intenso (tanto en vehículos
como peatones) y un sector residencial estriba principalmente en el nivel de
iluminación requerido en la zona.
Los códigos de alumbrado público traen tablas donde se especifican niveles de
iluminación, dependiendo de la importancia de la vía. (Norma Icontec NTC 900).
Básicamente, cuando se va a hacer el diseño de un sistema de iluminación se deben
seguir los siguientes pasos:
- Determinación de la importancia de la zona
- Determinación de los niveles de iluminación deseados.
- Determinación de la altura de montaje de la iluminación
- Determinación de la distancia entre las luminarias
- Determinación de los factores de depreciación necesarios
- Cálculos de niveles de iluminación
Aunque todos estos puntos se deben agotar, para hacer un diseño eficiente, en este
momento sólo se ilustrará la forma de llevar a cabo el último punto.
332
13.8.1 Cálculos de iluminación
− Mediante el empleo de las curvas de utilización
Uno de los métodos más frecuentemente usado, para determinar el número y
potencia de las bombillas y luminarias, necesarias para proveer cierto nivel de
iluminación promedio (E o Eprom), es el método de los lúmenes, cuya fórmula es la
siguiente:
La iluminación promedia = E
Luxesm
Lúmenes superficie la de área
superficie la en incidentes lúmenes E 2 ===
Sin embargo, no todos lo lúmenes emitidos por la bombilla, inciden sobre la vía.
Para determinar la fracción de luz que iluminará la vía, los lúmenes de la bombilla
deberán ser multiplicados por un factor llamado coeficiente de utilización o factor de
utilización.
La fórmula queda de la siguiente forma:
luminaria por m en superficie la de Area
nutilizació de ecoeficient x bombillas las de lúmenes promedia nIluminació E 2==
A
C.U. x Eprom φ=
333
φ : Flujo luminoso (Lumen)
C.U. : Coeficiente de utilización
A : Área de la superficie
S : Espaciamiento entre luminarias
W : Ancho de la vía
o en términos más familiares lo anterior se puede escribir así:
vía la de Ancho xluminarias entre Espacio
nutilizació de ecoeficient xlámparas las de lúmenes promedia nIluminació E ==
x WS
C.U. x Eprom φ=
Si se desea encontrar el tamaño en lúmenes de la bombilla o el espacio entre
bombillas para un nivel de iluminación dado, entonces simplemente, de la fórmula
anterior, despejamos cada uno de estos términos.
Los fabricantes de luminarias suministran unas gráficas que dan el coeficiente de
utilización en función de la altura del montaje de la luminaria y del ancho de la vía.
− Coeficiente de utilización.
334
La utilización como término es el porcentaje del total de los lúmenes de la luminaria,
que son liberados en la superficie de la vía. Esto también es conocido como
iluminación efectiva, el cual está expresado como un porcentaje de los lúmenes
totales de la luminaria y son suministrados como parte de los datos fotométricos.
La utilización difiere con cada tipo de luminaria y depende de la altura de montaje,
ancho de la vía, y del avance de la luminaria, con respecto al borde de la vía.
Una curva de utilización se muestra en la figura 4.5. En ella se observa que la
escala horizontal se expresa como la relación entre la distancia transversal y la altura
de montaje de la luminaria.
Figura 45. Coeficiente de utilización
335
La distancia transversal es medida como la longitud desde el eje de la luminaria
hasta el borde de la vía frente a ella y desde el eje de la luminaria hacia atrás hasta
el otro borde de la vía, hacia el lado de la casa.
La escala vertical es expresada como un porcentaje del total de los lúmenes
nominales de las luminarias (Coeficiente de utilización). Dos curvas son dibujadas
en los gráficos suministrados por el fabricante; una representa los lúmenes que caen
en el lado de la vía, la otra representa los lúmenes que inciden en el lado de la casa
(acera).
Cuando el eje de las luminarias son montadas exactamente sobre el borde que
delimita la calle (ni sobresale de ésta, ni está entrada con respecto a ésta), entonces
la iluminación se dirige hacia el lado de la calle y el coeficiente de utilización es
encontrado directamente de la curva llamada " lado de la calle ". Sin embargo,
cuando la luminaria está montada de tal forma que sobresalga algo sobre la vía,
como es el caso más usual, deben ser encontrados dos coeficientes en forma
separada, una para el lado de la calle y otro para el lado de la casa; los dos
coeficientes deben ser sumados y el coeficiente resultante es el empleado en la
fórmula de iluminación media que se trata al principio.
Se podrá notar que las distancias transversales, utilizadas para el lado de la calle y el
lado de la casa, son desiguales, excepto para el caso especial en la cual las
luminarias son montadas en el centro de la vía, caso en el cual se deben encontrar
separadamente las relaciones entre las distancias transversales y las alturas del
336
montaje, para hacer uso de las dos curvas de utilización. Algunas veces, para
cálculos muy especiales, el hecho de que la luminaria sobresalga sobre la vía no se
tienen en cuenta y el coeficiente de utilización es obtenido como si la luminaria
estuviera montada sobre la curva que delimita la vía.
El resultado de este procedimiento es un coeficiente de utilización menor, pero así la
iluminación actual en la vía es mayor que la calculada y el error se considera como
un factor de seguridad, lo cual justifica ampliamente el método.
A continuación se mostrara la forma cómo se calcula el coeficiente de utilización
para algunas disposiciones de las luminarias existentes.
- La vertical de la luminaria coincide con el borde de la calzada.
K2 atrás = 0
K% = K1 adelante
Figura 46. La vertical de la luminaria coincide con el borde de la calzada
337
- Localización bilateral alternada ( zig-zag ). El cálculo se lleva acabo de la misma
forma que se hizo en la disposición unilateral, suponiendo todas las luminarias
del mismo lado. Si los avances o retrocesos de las luminarias son diferentes, de
un lado con relación al otro, se deben efectuar dos cálculos y el coeficiente K
será el promedio de los dos valores encontrados.
Figura 47. Localización bilateral alternada
- Localización bilateral opuesta. Este cálculo es idéntico al del coeficiente K en
localización unilateral, para cada uno de los dos lados, con la misma observación
hecha para el caso de la localización bilateral alternada con relación a los retrocesos
de las luminarias.
K% = (KA + KB) / 2
Es evidente sin embargo, que el número de luminarias cuyo flujo se toma en
consideración, es el doble con relación a la localización unilateral.
338
Figura 48. Localización central doble
- Factor de mantenimiento
Es importante, en la determinación del nivel de iluminación, incluir en la fórmula un
factor que tenga en cuenta la acumulación de suciedad en la luminaria, además de la
depreciación de la bombilla (disminución de su luminosidad en el tiempo). Este será
el factor de mantenimiento. Dicho factor generalmente se da en términos de
porcentaje, en la mayoría de los casos es sugerido por el fabricante de la luminaria,
aunque esta información puede ser modificada por el diseñador del sistema de
alumbrado en un momento dado.
Este cambio en el valor del factor de mantenimiento depende en gran parte de las
condiciones locales del diseño. En la fórmula de iluminación media, el factor de
mantenimiento se multiplica por el factor de utilización así:
vía la de Ancho xluminarias entre Espacio
ntomantenimie de factor xnutilizació de ecoeficient xlámparas las de lúmenes promedia nIluminació E ==
339
Si por algún motivo el fabricante no suministra el dato del factor de mantenimiento,
es recomendable utilizar un factor de mantenimiento que oscile entre 0.75 y 0.8.
- Cálculos de iluminación horizontal media y del coeficiente de uniformidad por el
método europeo de los 9 puntos
El primer método que se verá para el cálculo del coeficiente de uniformidad es el
llamado método europeo de los 9 puntos. Dicho método, además de suministrar
datos para calcular este importante parámetro, suministra también, mediante una
sencilla fórmula que más adelante se deducirá, la iluminación media en un área
determinada. Dicha iluminación media se calcula utilizando las curvas isolux
suministradas por el fabricante, la localización exacta de las luminarias en el terreno,
el ángulo de incidencia de dichas luminarias sobre éste, etc.
La iluminación real en un punto determinado, es la suma de todas las iluminaciones
parciales producidas en éste.
- Procedimiento de Cálculo.
- Curvas Isolux.
Uno de los datos básicos sin el cual este método no podría llevarse a cabo, es la
curva isolux de la luminaria a utilizar. Dicha curva isolux es uno de los datos
fotométricos suministrados por el fabricante. Los valores en la curva isolux
dependen de la altura de montaje de la luminaria, de los lúmenes emitidos por ésta,
340
del ángulo de montaje, etc. Debido a que cada uno de estos parámetros varía con el
diseño específico, los fabricantes suministran unas curvas normalizadas;
generalmente estas curvas están dadas para un flujo luminoso de 1000 lúmenes y
una altura de montaje de 1 metro. La escala utilizada en esta curva es 40 mm : 1 m.
El ángulo de montaje de la luminaria depende de su posición con respecto a la vía a
iluminar y/o a su ancho.
Figura 49. Curva isolux
Como las luminarias utilizadas en el diseño tienen un flujo luminoso superior a 1000
lúmenes, las lecturas hechas en el diagrama isolux deben multiplicarse por un factor
de conversión que dé el nivel luminoso real en el sitio considerado, dicho factor de
conversión es el siguiente:
Flujo real = 1 / H x F / 1000 = F.C. (factor de conversión)
341
H: Altura real del montaje de la luminaria (en m)
F: Flujo nominal de la luminaria utilizada (φ en lúmenes)
- Localización de los 9 puntos. Otro de los aspectos básicos en este método es la
localización de los 9 puntos a utilizar. Dichos puntos se localizan así:
Sea L:: Distancia horizontal entre las luminarias adyacentes.
L' : Ancho de la calzada
Entonces, los 9 puntos deberán repartirse uniformemente en el área comprendida
entre L / 2 x L’.
Dependiendo de la ubicación de las luminarias en la vía; la localización de los 9
puntos será la mostrada en la Figura 50. localización de los nueve puntos
dependiendo de la disposición de las luminarias
342
Figura 50. Localización de los nueve puntos dependiendo de la disposición de las
luminarias
343
Procedimientos de cálculo
El primer paso que se sigue en este método es dibujar la calzada a iluminar en papel
transparente y a escala. La escala utilizada en este dibujo depende de la escala en
que esté dada la curva isolux suministrada por el fabricante, por ejemplo: si la curva
suministrada está en una escala de X mm : 1 m, entonces la escala utilizada en el
dibujo de la calzada será:
Escala = X ( mm ) / H ( mm )
Con H: Altura real de la luminaria
Así, si la escala de la curva isolux del fabricante es 40 mm : 1 m y la altura real de
la luminaria es de 10 m, entonces:
Escala = 40 (mm) / 10 (m) = 4 mm / m
El segundo paso es la localización de los 9 puntos en el gráfico de la calzada
dibujado, según se vio en el paso anterior.
El tercer paso es la superposición del dibujo de la correspondiente curva isolux con
el dibujo de la calzada. Entonces se hace coincidir la intersección de los ejes
ortogonales de la correspondiente curva isolux con el punto donde está localizada la
luminaria y se procede a hacer las lecturas de los niveles luminosos indicados en la
calzada.
344
De igual forma se procede para las otras luminarias que tienen incidencia sobre
estos puntos. Al final se suman todas las iluminaciones parciales, obteniéndose un
nivel de iluminación total en el punto considerado.
En general se debe llenar un formato que contenga la siguiente información:
PUNTO
S
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9
Lecturas
Sumas EP1 EP2 EP3 EP4 EP5 EP6 EP7 EP8 EP9
Figura 51. Formato. Método de los nueve puntos
Las sumas EP1, EP2, ....... EP9 representa las iluminaciones horizontales en luxes
para cada punto. Cada uno de estos valores debe multiplicarse por un factor de
conversión, tal como se ilustró al principio.
El cuarto paso es el cálculo de la iluminación media. Para ilustrar el cálculo de
iluminación media por este método, se localizan los 9 puntos en una calzada típica.
345
Las sumas EP1, EP2, ....... EP9 se multiplican por factor denominado " grado de
multiplicidad ", o sea el número de veces que cada uno de los puntos interviene en el
cálculo.
Por grado de multiplicidad se entiende la iluminación leída en la curva isolux para el
punto P1, correspondiente al área abcd. Pero en el cálculo sólo interviene el área P1
ecf o sea 1/4 del área abcd.
a b
e
P1 P4 P7
d C
P2 P5 P8
P3 P6 P9
Figura 52. Localización de los 9 puntos en una calzada típica
Los puntos P1, P3, P7 y P9 son iguales e intervienen como 1/4 del área abcd.
Los puntos: P2, P4, P6 y P8 son iguales e intervienen como 1/ 2 del área abcd.
El punto P5 interviene como el total del área abcd.
346
Por consiguiente, considerando las sumas totales para cada punto ( EP1, EP2, EP3,
....... EP9 ), la iluminación horizontal media se obtiene por medio de la siguiente
fórmula:
E Media = 1/4 = (EP1 + EP3 + EP7 + EP9 ) / 4 + (EP2 + EP4 + EP6 + EP8) / 2 + EP5
El resultado obtenido corresponde a la iluminación horizontal media de la calzada,
expresada en luxes.
Se debe multiplicar el resultado por el factor de escala para llevar el resultado a
medidas reales así:
E Media final = E Media x Flujo nominal / ( 1000 x H2 )
Con H la altura en metros
En este punto se puede tener en cuenta la depreciación de la bombilla al multiplicar
el valor obtenido por 0,9 (Coeficiente de depreciación)
El quinto paso es encontrar el porcentaje de uniformidad. El porcentaje de
uniformidad longitudinal o transversal se define como:
100% x Máx E Mín E dUniformida % =
347
Si el porcentaje de uniformidad es cercano al 100%, indica que la diferencia entre el
E Mín y E Máx no es mucha, es decir que la iluminación en la calzada no presenta
puntos oscuros. Esta uniformidad en la vía evita el cansancio en la vista de los
conductores, ya que no van a estar sometidos a cambios bruscos en los niveles de
iluminación. (Este efecto se conoce como efecto cebra o serpenteo)
Los porcentajes de uniformidad vienen tabulados en las normas técnicas de cada
país según la importancia de la vía a iluminar. Generalmente, para vías de gran
importancia se recomienda un porcentaje de uniformidad superior al 40%, debido a
que en sectores residenciales la función de iluminación es puramente de vigilancia,
por lo que en este sector los porcentajes de uniformidad son más bajos.
Ejemplo práctico del método europeo de los 9 puntos.
Por considerar que la disposición más crítica es la central, se ilustrará el diseño para
este tipo de distribución.
Los datos al respecto son los siguientes:
Ancho de la vía: 20 m
Ancho del separador central: 4 m
Altura del montaje: 10 m
Brazo del poste: 3 m
Distancia entre luminarias: 40 m
Tipo de luminaria: Sodio 250 Watts
Inclinación de la luminaria: 5 grados
348
La curva isolux suministrada por el fabricante vienen dada para una altura de
montaje de 1 m para un flujo luminoso de 1000 lúmenes.
Figura 53. Curva Isolux Altura 1m Flujo 1000 Lm
Procedimiento de cálculo. Se dibuja la calzada a escala.
Escala = Escala a la cual está dada la curva isolux / Altura real del montaje
Escala = 40 mm / 10 m
Las dimensiones del dibujo serán:
DIMENSIONES REALES
DIMENSIONES DIBUJO
Ancho de la calzada 20 m 8 cm Ancho del separador central 4 m 1,6 cm
Longitud del brazo 3 m 1,2 cm Distancia entre luminarias 40 m 16 cm
349
Se dibuja el gráfico de la vía a escala.
X1 X4 X7
X2 X5 X8
X3 X6 X9
A
A’
C
C’
B
B’
! !!
Figura 54. Gráfica del ejemplo
El procedimiento seguido para la lectura del efecto de cada luminaria sobre los 9
puntos prefijados es el siguiente:
Luminaria A. Se hace coincidir esta luminaria con el origen o cruce de los ejes
ortogonales de la curva isolux correspondiente y se procede a hacer la lectura que
corresponde a cada uno de los 9 puntos demarcados inicialmente.
Luminaria A'. Se gira la hoja donde se tiene dibujada la calzada y se hace coincidir
la luminaria A' con el centro de los ejes ortogonales de la curva isolux, de tal forma
que los 9 puntos queden en el "lado casa". Se procede a hacer la lectura de los 9
puntos.
350
Es de notar que si al superponer la calzada sobre la curva isolux alguno de los
puntos no queda exactamente sobre una línea isolux, entonces se debe averiguar el
valor de la iluminación de ese punto, interpolando entre los valores de las dos líneas
adyacentes al punto.
Para las luminarias B, B', C, C', se procede de forma análoga a la anterior, siempre
teniendo cuidado de que para las luminarias B, C los puntos deben quedar en el
"lado calle" y para leer luminarias B', C', los puntos deben quedar en el "lado casa ".
El total de los datos obtenidos, fueron los siguientes:
Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Luminaria A 5 45 140 5 40 60 5 32 25
Luminaria A' 2,5 12 75 1 8 30 1 4,5 12
Luminaria B 1 2 2,5 6,5 9,5 12 3,2 32 25
Luminaria B' 0 0 1,2 1 1,2 4 0 4,5 12
Luminaria C 1 2 2 0 0 0 0 0 0
Luminaria C' 0 0 1 0 0 0 0 0 0
Epi 9,5 61 221,7 9,5 58,7 106 9,2 73 74
Epi min 1 2 1 1 1,2 4 1 4,4 12
Epi prom 1,6 10,2 37 1,6 9,8 17,7 1,5 12,2 12,3
% Uniform 63,2 19,7 2,7 63,2 12,3 22,6 65,2 36,2 97,3
351
Para averiguar la iluminación media la siguiente fórmula:
E media leída = 1/16 9,5 + 221,7 + 74 + 61 + 9,5 + 58,7 + 106 + 73 + 9,2
E media leída = 39 luxes
Utilizando el factor de corrección apropiado se tiene que:
E media real = 39 luxes x F / (1000 x H2) x F. Correc
E media real = 39 luxes x 1000 / (1000 x 100) x 0,9 = 0,35 luxes
Cabe notar que el porcentaje de uniformidad es bueno si es mayor a 40%, como se
mencionó anteriormente.
13.9 CONTROL DE LAS LUMINARIAS
Básicamente existen 3 métodos de control de las iluminaciones, éstos son:
− Sistema piloto
− Comando en grupo
− Comando individual
352
13.9.1 Sistema piloto
En este sistema, por medio de una fotocelda se alimenta un circuito, que recorre una
gran zona, donde van instalados unos relés que serán controlados por este circuito,
denominado piloto.
13.9.2 Sistema de comando de grupo
Este consiste en el control de un pequeño número de luminarias, aproximadamente
20, por medio de un conjunto formado por un relé y una fotocelda acoplados de la
misma manera que en el sistema piloto, pero con la diferencia de que esa línea
piloto, que sale de la fotocelda, sólo va hasta el relé. Comparando este sistema con
el anterior se observan las siguientes ventajas:
- Economía. La línea piloto en este caso sólo recorre una pequeña distancia.
- Funcionalidad. Si se presenta una falla en la fotocelda, el sector que no prendería
sería muy reducido.
13.9.3 Sistema de control individual
Este sistema consiste en el control de cada luminaria por medio de una fotocelda
(normalmente cerrada), esto es, durante el día sus contactos permanecen cerrados
pero la luminaria permanece desenergizada y al llegar la noche la fotocelda abre sus
contactos permitiendo la energización de la luminaria..
353
Cabe anotar que la fotocelda no siempre maneja directamente la carga (bombilla),
sino que a veces maneja un contacto (relé de potencia ),el cual maneja directamente
la carga.
14 MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN
Ante los nuevos requerimientos de la CREG (Comisión de Regulación de Energía y
Gas) sobre los tiempos de máxima interrupción del servicio al usuario, se hace
necesario e imperativo aumentar la atención de las redes eléctricas de distribución a
través de los procedimientos con “Línea Viva”, es decir, llevar a cabo los
mantenimientos y los trabajos de reparación sin realizar una suspención del servicio
de energía.
Es preciso mencionar que los trabajos de reparación y mantenimiento con líneas
desenergizadas no desaparecerán, sin embargo se reducirán sustancialmente.
14.1 METODOLOGÍA PARA EL TRABAJO EN LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN
En la programación de los trabajos de reparación y/o mantenimiento en las redes se
deben tener en cuenta los siguientes puntos:
355
Se debe realizar un análisis muy detallado de:
− El número de interrupciones
− La duración de las interrupciones
− Lugar en donde se presentan las fallas
− El tipo de fallas que ocurren
Las diferentes fallas son ocasionadas en la mayoría de los casos por problemas en
la carga, transitorios en el sistema, por árboles que tocan las líneas o por problemas
de colisiones debido al flujo vehicular.
Se debe realizar una revisión exhaustiva de los datos de las redes y de su ubicación
para determinar con certeza el tipo de falla y el lugar donde ocurre.
Una vez se realiza el análisis de la información se puede programar la realización de
trabajos en el sistema.
Para la ejecución de la programación se debe analizar además,
− El número de usuarios a interrumpir
− El tipo de usuario que se alimentan de las redes
− El nivel de tensión y de carga de la red
− La posibilidad de que el trabajo se realice en línea viva
− Evaluar si es totalmente necesaria la interrupción
− Si el trabajo requiere de la suspensión del servicio observar que mecanismos se
pueden adoptar para hacer más corta la interrupción
− Trasladar cargas a otros circuitos vecinos (si esto es posible)
356
− Evaluar los costos asociados a la interrupción del servicio
− Definir según los anteriores parámetros el día y la hora para la realización de los
trabajos de tal manera que el impacto sobre los usuarios y sobre el sistema sea
el mínimo
14.2 EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO
A continuación se enumeran los factores que se deben tener en cuenta a la hora de
realizar un programa de mantenimiento.
14.2.1 Historia de la red
Es necesario contar con un historial completo de la red, fecha de la instalación, el
tipo y la calidad de los materiales utilizados, el tipo de trabajos que se han realizado
en la red, que estudios se han realizado en el sistema, que problemas se han
presentado, inspecciones y reposiciones.
Los equipos del sistema deben tener un recuento histórico de sus maniobras y
operaciones.
14.2.2 Inspecciones regulares
Se debe realizar una inspección regular y sistemática de los diferentes equipos del
sistema y se debe llevar un récord de las mismas.
357
Los diferentes equipos y las redes del sistema deben ser inspeccionados
regularmente para evaluar su estado. Esta actividad se puede realizar con línea viva
si es necesario. Se debe verificar si hay nuevos elementos en la red y se debe
comenzar su respectiva historia, así mismo si hay equipos deteriorados es necesario
programar su mantenimiento y completar su historia o comenzarla si es del caso.
14.2.3 Programa de reposición
Se debe implementar un programa de reposición de equipos y materiales a partir de
los datos obtenidos en las inspecciones o en el historial de la red. Es necesario
verificar si los equipos ya cumplieron su vida útil o si ya se realizó en número de
operaciones de diseño.
14.2.4 Programa de mantenimiento
Al realizar cualquier trabajo en la red es fundamental tener un programa
preestablecido.
Cuando se programa un trabajo en el sistema se deben cumplir todas las actividades
programadas, si se presentan alteraciones o inconvenientes se deben registrar para
llevar a cabo otra programación de trabajos. Es de vital importancia que se cuente
con todos los materiales y los equipos para la realización del trabajo.
358
Se deben optimizar los tiempos de interrupción y se deben atender las
observaciones de las personas que cuentan con experiencia acreditada para obtener
mayor eficiencia en los trabajos.
14.2.5 Evaluación económica
Se debe establecer claramente los costos de las inversiones tanto en los programas
de reposición como en los de mantenimiento.
En la evaluación económica se debe tener en cuenta la relación beneficio costo ya
que es imprescindible saber que se invierte y cuanto se puede recuperar de dicha
inversión. Si las obras a realizar tienen carácter social las consideraciones de
inversión no tienen tanto peso en la decisión final.
14.2.6 Evaluación post trabajo
Luego de realizado el trabajo de mantenimiento se debe verificar los verdaderos
resultados, de acuerdo con el programa planteado, si los resultados no fueron los
esperados se debe revisar las variantes del caso.
359
14.3 PUESTA A TIERRA PARA EJECUCIÓN DE TRABAJOS
La puesta a tierra es la clave para llevar a cabo un trabajo seguro en el sistema.
Se entiende por “puente” y “puestas a tierra” toda unión conductora directa que une
parte de un sistema o de una instalación eléctrica con el potencial de tierra. Esta
conexión con la tierra realiza mediante un electrodo o un grupo de ellos enterrados
directamente en el suelo.
14.3.1 Tipos de puestas a tierra.
14.3.1.1 De protección
Cuando se utilizan sólidamente aterrizadas, ellas mantienen el potencial de tierra en
el elemento o circuito en el que se realiza la conexión, su función es drenar las
corrientes de defecto peligrosas para la integridad física de las personas, por ejemplo
aterrizar la carcaza de los aparatos eléctricos, tales como transformadores, motores,
etc.
14.3.1.2 De ejecución de trabajo
Estas “ puestas a tierra” son de carácter provisional, ya que se usan para proteger a
los operarios durante el tiempo que estén trabajando sobre elementos que
normalmente están bajo tensión, pero que temporalmente están fuera de servicio
como en el caso de mantenimiento de líneas o redes eléctricas.
360
14.3.1.3 De funcionamiento del sistema
En este caso las tierras están permanentemente conectadas, como por ejemplo la
puesta a tierra del neutro de la red de distribución.
14.3.2 Razones para aterrizar una línea desenergizada
14.3.2.1 Voltajes inducidos
Aunque se este trabajando en una parte de una línea desenergizada, un sistema
energizado adyacente tiene asociado un campo electromagnético, el cual podrá
inducir un voltaje en el sector desenergizado. Estos sistemas energizados no
necesitan estar en la misma estructura para crear dicho fenómeno. Pero, la magnitud
de la inducción varia según la cercanía de los sistemas adyacentes y la magnitud de
la corriente que por ellos circula. Por tanto los voltajes inducidos deben ser puestos a
tierra para evitar posibles lesiones eléctricas, incomodidades o reacciones
inadvertidas por parte de los trabajadores.
14.3.2.2 Fallas en sistemas adyacentes
Las corrientes de falla en un sistema energizado adyacente introducen un aumento
notable en la corriente de inducción en la línea desenergizada. Aunque estas
corrientes de falla sean de corta duración, sus magnitudes son tales, que para evitar
peligros considerables a la cuadrilla de trabajadores, el área de trabajo debe estar
correctamente puesta a tierra en el lugar preciso.
361
14.3.2.3 Estado atmosférico
Aunque se trabaje con buen tiempo en una parte del sistema, no se conoce las
condiciones atmosféricas en el extremo de la línea. Una tormenta en otro sector de
la línea podría resultar peligrosa. Una correcta puesta a tierra puede evitar las
posibles sobretensiones.
14.3.2.4 Operación errónea o accidentes
Los trabajadores deben asegurasen que el sistema este desenergizado antes de
iniciar cualquier trabajo. Sin embargo puede ocurrir una energización accidental del
sistema provocada por el cierre del interruptor, debido a malos entendidos o
descuido.
Los accidentes los sistemas adyacentes, en cruces de líneas o accidentes de
vehículos sobre los sistemas de transmisión o distribución podrían llevar a que un
sistema desenergizado entre en contacto con el energizado, creando situaciones
peligrosas.
14.3.3 Forma de aterrizar para ejecución de trabajos
La zona de trabajo debe encerrarse con “ tierras”, es decir, estas deben colocarse a
lado y lado de la zona de trabajo. Con el fin de evitar posibles accidentes en el
momento de la instalación de la puesta a tierra, la conexión debe iniciarse por el
neutro y luego en secuencia cada una de las fases.
362
La desconexión de la puesta a tierra se hace en forma inversa a lo descrito
anteriormente. Es decir, desconectar una de las fases y por último el neutro.
`VARILLACOPERWELD
`VARILLACOPERWELD
ZONA PROTEGIDA
Figura 55. Forma de aterrizar para ejecución de trabajos
La conexión a tierra debe hacerse mediante una varilla de copperweld de 1.3 m, y la
parte bajo tierra no debe ser menor de 0.5 m, debe dársele un cierto grado de
inclinación.
363
14.4 REGLAS DE ORO PARA LA EJECUCIÓN DE TRABAJOS EN REDES DE
DISTRIBUCIÓN
14.4.1 Corte visible
Consiste en abrir los elementos de seccionalización como: cajas primarias,
seccionalizadores, puentes, etc. Para estar seguros de que no exista tensión en la
zona de trabajo.
14.4.2 Condenación
Para mayor seguridad se debe tener en cuenta la condenación de los anteriores
elementos, o sea, que nadie cierre lo que ya se abrió, por ejemplo quitar cañuela en
las cajas primarias, poner candados, poner avisos, etc.
14.4.3 Chequeo de tensión
Para conocer si una línea está o no desenergizada, se emplean chequeadores tipo
neón, el cual se ilumina por inducción al acercarse a una línea con tensión
produciendo una luz indicadora. También existe, el chequeador de ruido o chicharra,
que indica si una línea está energizada al producir un sonido característico.
364
Para chequear la tensión se efectúan los siguientes pasos:
− Verificar previamente en el suelo el buen estado del chequeador o tester, esto es
posible ya que el aparato lleva consigo un suiche que al adicionarlo da una señal
de prueba.
− Llevar el tester a un sector energizado y comprobar que funciona.
− Llevar el tester a la línea desenergizada. En este punto el aparato no debe dar
señal alguna puesto que no hay tensión que lo accione.
− Probar nuevamente el tester en el sector energizado y comprobar que si
funciona. Este paso es importante y debe siempre realizarse para comprobar que
el instrumento no se haya descompuesto durante el tiempo de transporte del
sector energizado al sector desenergizado.
14.4.4 Puesta a tierra
Por último como regla de oro primordial, llevar a tierra el circuito desenergizado
siguiendo los pasos enumerados anteriormente.
365
15 AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN
Es posible definir la automatización de la distribución como la implantación de la
tecnología apropiada para mejorar la confiabilidad y calidad del servicio, para la
utilización más eficiente de la capacidad instalada en los equipos, para hacer una
mejor gestión de la operación del sistema de distribución y para tener una relación
más cercana con los usuarios en lo que a atención de daños se refiere. La
automatización de la distribución nace como una respuesta a los avances en
automatización, supervisión y control implantados desde hace años en las redes de
transporte e interconexión eléctrica.
Para llevar a cabo un proceso de automatización de la distribución se deben tener
muy en cuenta los siguientes parámetros:
− La determinación de las ayudas computacionales para la operación del sistema.
− La selección de las funciones a automatizar.
− La penetración de la automatización en la red.
− El esquema de comunicaciones mas apropiado.
− La cobertura del sistema de adquisición de datos y control supervisorio (SCADA).
− La arquitectura del sistema.
366
15.1 OBJETIVOS DE LA AUTOMATIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN
15.1.1 Objetivos Generales.
− Mejorar la calidad del servicio.
− Hacer un manejo más eficiente del sistema de distribución en operación normal.
− Obtener información suficiente y confiable para la gestión de la distribución.
− Responder más adecuadamente a las interrupciones en el servicio.
− Mantener un nivel de pérdidas mínimo en el sistema a partir de una configuración
óptima de la red.
− Hacer más segura la operación del sistema.
− Administración eficiente de las subestaciones existentes.
− Realizar una atención más personalizada al cliente en atención a daños.
15.1.2 Objetivos específicos.
− Reducción del tiempo de atención de daños.
− Reducción del tiempo de restablecimiento del servicio.
− Reducción del número de usuarios afectados por daños y suspenciones.
− Reducción de inversiones por utilización mas eficiente de los equipos del sistema.
− Reducción de costo de operación y mantenimiento.
− Aumentar el grado de satisfacción de los clientes.
− Generar ventajas competitivas por una mejor prestación del servicio.
− Mejorar la planeación y análisis de la operación del sistema de distribución.
− Mejorar la imagen corporativa de la empresa que presta el servicio.
367
15.2 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN
Los siguientes son los parámetros generales necesarios para la implantación de un
sistema de automatización en una red de distribución eléctrica:
− Software para operación normal y de emergencia del sistema de distribución de
energía.
− Sistema de adquisición de datos y control supervisorio, SCADA, para
subestaciones y red primaria de distribución.
− Sistema de comunicaciones asociado al sistema SCADA.
− Plataformas computacionales e interfaces con otras aplicaciones y sistemas de
información.
− Adecuación de procesos y procedimientos para la utilización eficiente del nuevo
sistema.
15.3 PROPUESTA DE AUTOMATIZACIÓN PARA UN SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN
Teniendo en cuenta los proyectos de automatización que han emprendido diferentes
compañías de distribución de energía, buscando mejorar la operación de sus
sistemas de distribución, se han identificado básicamente 3 grados de
automatización.
368
15.3.1 Automatización de equipos de campo
Consiste en ubicar en los circuitos, equipos con cierto grado de inteligencia local
para mejorar las condiciones eléctricas de los circuitos (capacitores, reguladores,
reconectadores, dispositivos de protección, etc.)
15.3.2 Implantación de sistemas SCADA convencionales
La implantación de sistemas SCADA convencionales para gestión de subestaciones
y alimentadores con algún grado de penetración en la red de distribución, para
control, supervisión y telemedida en puntos remotos de los alimentadores.
15.3.3 Automatización de la sala de operaciones:
Esta es la tendencia más generalizada actualmente en las diferentes compañías en
el ámbito mundial. Los grandes avances tecnológicos, especialmente en el campo
de la computación, la posibilidad de manejar en ambientes gráficos los grandes
volúmenes de información, propios de un sistema de distribución, han hecho que el
énfasis en los proyectos de automatización de la distribución, a partir de la década
de los noventa, se desplace de la automatización de la red a la automatización del
centro de operaciones.
369
Hay un mayor énfasis en la adquisición de paquetes de software y aplicaciones
orientadas a la gestión del sistema de distribución y su integración con sistemas
SCADA. Con esto se obtiene modelación en tiempo real de los circuitos de
distribución, actualización permanente de los mismos, confluencia de información
sobre el sistema de distribución proveniente de otros sistemas de información, para
brindarle al operador una mayor visión general que le permita la toma de decisiones
acertadas sobre el sistema de distribución.
Para lograr los beneficios globales esperados, se requiere una conjugación
apropiada de los grados de automatización anteriores de tal manera que se obtenga
una solución de costo optimizado.
Antes de la década de los noventa, muchas empresas instalaron su sistema de
distribución, sistemas SCADA para las subestaciones y para la red ubicando RTUs
en varios puntos a lo largo de la red, para operación remota de interruptores de
transferencia, operación de dispositivos en la red (capacitores - reguladores) y
telemedidas en puntos de estratégicos.
En los noventa, debido al avance tecnológico en el campo de la informática y en las
comunicaciones, las tendencias se han orientado hacia la automatización de las
salas de operaciones, mediante el desarrollo y utilización de programas de
cumputador y manejo de grandes volúmenes de información que permite la
modelación y análisis del sistema de distribución, así como la estimación de sus
370
principales parámetros eléctricos a lo largo de la red sin la necesidad de una
instalación masiva de telemedidas.
La automatización de la sala de operación se traduce en una mejora sustancial de la
calidad, coordinación, seguridad y rendimiento de la operación del sistema de
distribución.
15.4 PROPUESTAS DE AUTOMATIZACIÓN PARA LA SALA DE OPERACIÓN.
Debido a las limitaciones actuales de las salas de operaciones, donde no se
disponen de herramientas de cómputo apropiadas para el sistema de distribución y
teniendo presente la tendencia actual en sistemas de automatización y los resultados
positivos obtenidos por otras empresas, es conveniente emprender la automatización
de la sala de operaciones mediante la adquisición de software de operaciones con la
funcionalidad apropiada para manejar un sistema de distribución, con las facilidades
necesarias para su integración con otras aplicaciones y bases de datos y sistemas
de información corporativos existentes o en proceso de desarrollo.
El software de operaciones, utilizando un ambiente de usuario totalmente gráfico,
asistirá al operador en la ejecución de sus labores durante la operación normal y
durante daños del sistema de distribución.
371
15.4.1 Operación normal
Para el manejo de la operación del sistema de distribución el operador dispondrá de
un conjunto de herramientas para modelación y análisis de la red. De una manera
rápida y eficiente el software permitirá, entre otras cosas, obtener información acerca
del estado del sistema en todo momento, hacer una planeación de operaciones,
realizar la modelación de la red y la calibración del sistema, hacer pronósticos,
cálculos de flujo de carga, control de voltios/vares y minimización de pérdidas.
Las aplicaciones se pueden usar en tiempo real o en modo de estudio. El operador
puede simular operaciones antes de su ejecución y definir secuencias apropiadas de
maniobras.
Con estas nuevas herramientas los operadores en la sala de operaciones podrán
manejar el sistema de la siguiente manera:
Labores Operativas. A cargo del despachador u operador de la red:
− Obtención de información detallada del sistema de distribución:
− Estado de transferencias.
− Información y estado de equipos en la red. Reconfiguración dinámica de la red y
seguimiento dinámico de los circuitos.
− Estado de parámetros eléctricos (P, Q, V, I, pérdidas, etc.) de uno o varios
circuitos, o del sistema; actuales o esperados para diferentes horas del día.
Cargas actuales de redes y transformadores en la subestación y en la red.
− Planeación de operaciones (programación de aperturas y cierres en la red o en
la subestación) debido a:
− Ejecución de mantenimientos.
372
− Reconfiguración de la red para mínimas pérdidas.
− Alivio de sobrecargas en la red o subestación ( actuales o esperadas para
diferentes horas del día).
− Otras suspensiones programadas o no programadas.
− Accesar información sobre cuadrillas disponibles, tal como: identificación de
trabajos en ejecución y / o trabajos pendientes.
− Ejecución de operaciones (Aperturas / cierres)
− Automáticamente:
− En la red (en aquellos puntos donde sea aplicable).
− En las subestaciones (según políticas operativas).
− Manualmente y / o a través de cuadrillas:
− Estado de suspensiones, trabajos en la red, ejecución de operaciones manuales,
restauración y mantenimientos en proceso.
− Control de voltios/vares. Eventos de control (relacionado con el manejo de taps
de transformadores, reguladores y capacitores) que debe realizar el operador
para lograr para lograr el objetivo seleccionado (voltaje, factor de potencia o
pérdidas).
− Minimización de pérdidas:
− Reubicación de cargas entre alimentadores para reducir pérdidas.
− Verificación de que la configuración propuesta está dentro de los límites
operativos permitidos.
373
− Identificación de oportunidades para reducción de pérdidas.
Labores analíticas cargo de un grupo de análisis de operación:
− Análisis circuitales. Modelación de la red y la calibración de cargas, simulaciones,
pronósticos de carga, cálculos de flujo de carga.
− Actualizar procedimientos para la atención de contingencias. Preparación y
revisión de planes de suicheo para transferencias.
− Ajustes a calibración del sistema.
− Diseño de informes especiales o rutinarios.
− Otros análisis y estudios por motivación propia o por solicitud de otros (Calidad
de servicio, índices, etc.).
− Definición de políticas operativas.
15.4.2 Operación durante daños.
Además de las herramientas para el manejo del sistema en condiciones normales, el
software asistirá al operador en el manejo de suspensiones y en la restauración del
servicio durante daños.
Este modulo cubrirá todos los aspectos relacionados con el manejo de las llamadas
de daños, permite responder más rápida y eficientemente a los reclamos de los
usuarios y efectuar el análisis de la suspensión y su priorización. Ayuda al
despachador a determinar las reparaciones más críticas de tal manera que se
restablezca rápidamente el servicio. Optimiza la utilización de las cuadrillas de daños
y sus recursos.
374
Labores Operativas:
− Atención de llamadas de daños, alarmas.
− Análisis de coincidencias de llamadas.
− Ubicación de daños.
− Programación de cuadrillas.
− Detección tipo de falla y consulta de procedimiento según falla.
− Aislamiento de la falla y restablecimiento del servicio a tramos no afectados por
medio de transferencias.
− Vigilancia de parámetros eléctricos (P, Q, V, I ).
− Estar atentos al avance del restablecimiento y de la reparación del daño.
− Contacto con los usuarios sobre estado del restablecimiento.
− Coordinación permanente con operadores de subestaciones, cuadrillas y
almacenes.
− Restablecimiento de la sección afectada.
Labores analíticas.
− Coordinación general y apoyo logístico para todas las actividades que se realizan
en la sala de operacion.
− Análisis de las fallas que se estan presentando en el sistema.
− Evaluación de la solución de problemas.
375
− Estudio de reportes generados por el sistema para recomendar acciones
correctivas.
− Obtención de indices estadísticos de suspensiones, número de usuarios
afectados, etc.
Funciones administrativas.
El software de operaciones dispondrá de facilidades que permitan la generación de
reportes y estadísticas acerca del sistema y acerca de los daños y suspensiones.
− Reporte sobre eventos durante daños.
− Informes rutinarios.
− Reportes especiales.
− Estadísticas para diferentes dependencias.
15.5 AUTOMATIZACIÓN DE LA RED AÉREA A 44 kV Y A 13,2 kV.
Para el nivel de tensión de 44 kV y asociado con el sistema SCADA, se incluirán las
medidas de corriente y medidores para cada circuito a 44 kV en la subestación, la
tensión en barras, la indicación del estado y el comando sobre el interruptor general
e interruptores individuales a 44 kV, la medida de potencia activa y reactiva del lado
de 110 kV del transformador o autotransformador según sea el caso.
376
En este nivel de tensión, no se ubicarán interruptores telecontrolados en la red, ya
que el desarrollo tecnológico actual para interruptores tipo poste solo cubre los
niveles hasta 25 kV.
15.5.1 Propuesta de automatización al nivel de 13.2 kV
Asociado al sistema SCADA, para la gestión de la red y subestaciones, se adquirirá
las medidas de corriente y factor de potencia para cada circuito a 13.2 kV en la
subestación, indicación de la tensión en barras de la subestación, la indicación del
estado y el comando sobre el interruptor general e individual de cada circuito a 13.2
kV del transformador.
En este nivel de tensión se prevé la ubicación de interruptores telecontrolados en la
red para algunos alimentadores prioritarios, con el fin de sectorizar el alimentador en
forma automática en caso de fallas.
El telecontrol de interruptores en la red permite ejecutar acciones directas sobre los
elementos de maniobra en los alimentadores en forma rápida, de acuerdo con los
resultados obtenidos con el software de operación. Entre las funciones que apoya,
se destacan:
− Seccionamiento automático de alimentadores.
Con esta función se logra obtener tiempos de restablecimiento de servicio del orden
de 1 a 2 minutos tan pronto como el software de operaciones haya configurado la
377
falla y determina que no se requiere el desplazamiento de cuadrillas para operar los
interruptores de transferencia aledaños al punto de falla. Incrementa la selectividad,
al permitir aislar la falla en forma rápida y segura.
− Localización de fallas.
Permite determinar en cual tramo del alimentador se ha presentado una falla, bien
del tipo permanente o transitoria. Lo anterior se obtiene por la configuración del daño
mediante las llamadas de los usuarios y por el monitoreo de los indicadores de falla
ubicados en los puntos de seccionamiento de los tramos del circuito, ya que
permanentemente reportan su estado por medio del sistema de comunicaciones de
la red.
− Aislamiento de fallas.
− Restablecimiento en el servicio.
− Reconfiguración de los alimentadores.
− Monitoreo de datos en algunos puntos de la red.
− Recolección histórica de mediciones en algunos puntos de la red.
Los beneficios que entrega la operación remota de las transferencias serán:
− Reducir los tiempos para restablecimiento del servicio, por aislamiento más
rápido de las fallas.
− Reducción del número de usuarios fuera de servicios por la posibilidad de
seccioinalizar el sector fallado y hacer transferencia.
378
− Reducción de la cantidad de energía no vendida por efecto de la disminución de
usuarios afectados por la interrupción de del servicio en casos de falla.
− Mejorar la respuesta operativa y de coordinación para la realización de
transferencias, aplicables especialmente a la red subterránea.
Para llevar a cabo las funciones de control y supervisión remotas descritas
anteriormente, se ubicarán Unidades Terminales Remota (RTUs) en los interruptores
a automatizar en cada etapa. Dichas RTUs intercambiarán información con un centro
de operación de la distribución, empleando el sistema Trunking, ya que por los
tiempos de actualización requeridos para los datos éste puede soportar el tráfico
previsto. Por lo tanto las RTUs deben estar dotadas con radios compatibles con un
sistema troncalizado que opere en la banda de 800 Mhz.
15.5.2 Automatización para la malla secundaria - parrilla.
Debido a la complejidad operativa que implica la labor de transferencia para este tipo
de sistema y la máxima continuidad en el servicio exigida por la carga que alimenta
es necesario automatizar dichos interruptores. En total para este sistema se deben
adecuar los interruptores de transferencia de los circuitos de parrilla y los
interruptores de transferencia de los circuitos de cargas mayores, mediante la
implementación de motores en las vías del interruptor y la ubicación de RTUs para el
control y supervisión de estos.
Adicionalmente se debe monitorear y supervisar los transformadores de la red
subterránea. Es importante conocer en tiempo real, la carga de los diferentes
379
transformadores para efecto de programación de transferencias y para garantizar
tiempo de vida de éstos. Así mismo, para los programas de mantenimiento se
ahorrará tiempo, disponiendo de un sistema como estos, para conocer los puntos de
retorno de flujo de potencias en las mallas.
Los datos básicos para hacer una supervisión efectiva son: Corriente por fase,
estado del protector de red y temperatura del aceite.
15.5.3 Automatización para la gestión de subestaciones.
Se entiende por gestión de subestaciones el control y supervisión de los diferentes
elementos y dispositivos de las subestaciones, así como las estrategias operativas y
recursos para garantizar su operación segura y confiable.
Se deben ubicar RTUs en todas las subestaciones de distribución que cubren el área
de influencia del sistema de distribución para obtener información relativa a los
circuitos de 13.2 kV y 44 kV que requiere el software de operación.
Esta gestión permitirá:
− Control de exploración de las RTUs a través de servidores de comunicaciones.
− Despliegue de los diagramas unifilares y del equipo de control y sistemas
asociados.
− Procesamiento de datos con funciones de validación y establecimiento de límites
entre otras.
− Presentación de eventos y registros de alarmas de las subestaciones y del
sistema de control.
380
− Control de interruptores y otros elementos de suicheo.
− Presentación de los diferentes diagramas, valores medidos
(corrientes,votajes,Temperaturas, Presiones y valores calculados).
− Generación de informes con tablas según solicitud.
− Manejo, presentación y registro de contadores de energía.
− Mantenimiento de archivos con datos históricos.
− Manejos de curvas de tendencia.
− Funciones de análisis post-falla.
− Secuencia de eventos.
15.6 EL SOFTWARE DE OPERACIONES
Normalmente el operador de la red de distribución toma numerosas decisiones sobre
diferentes aspectos relacionados con la operación del sistema, tanto en condiciones
normales como en condiciones de falla, basado en el análisis mental de las
situaciones. Para que el operador pueda realizar eficazmente sus tareas se han
desarrollado programas de computadores tendientes a brindar todas las ayudas
necesarias para que sus decisiones sean acertadas.
Básicamente un sofware operativo esta conformado por un módulo de Planeación de
Operaciones y un módulo de Atención a Daños.
381
El módulo de Planeación de Operaciones por lo general incluye las siguientes
funciones:
− Flujo de carga (balanceado y desbalanceado).
− Distribución de carga.
− Calibración de carga.
− Minimización de perdidas.
− Ordenes de suicheos.
El módulo de Atención a Daños incluye las funciones de:
− Manejo de llamadas de daños.
− Gestión de la reposición del servicio (análisis, diagnósticos, configuración y
priorización de daños, manejo de cuadrillas.)
Asociadas a estos (2) módulos existen funciones para:
− Edición gráfica y alfanumérica de la base de datos, registro de eventos,
elaboración de reportes y manipulación de ventanas.
− Trazado de circuitos, colocación de rótulos, chequeo de conectividad, etc.
Adicionalmente a las funciones propias del software operativo se requieren otras
funciones complementarias que permitan:
382
− Organizar, analizar, integrar y presentar información proveniente de diferentes
ambientes informáticos para que los operadores o otras personas relacionada
con la sala de operaciones tomen decisiones operativas rápidas y acertadas.
− Mantener de modo dinámico las interrelaciones con los mencionados ambientes
informáticos.
− Soportar en tiempo real el estado de la red mediante conexiones con sistemas
SCADA que le proporcionen estados y medidas y le permitan el envío de
elementos de la red.
El soporte básico para estructurar y desplegar toda la información es el diagrama
topológico, el cual debe reflejar en cada momento el estado de la red.
15.7 EL SISTEMA SCADA
El software de operación requiere información en tiempo real proveniente de un
sistema SCADA, sobre el estado del sistema para que sirva al operador para la
planeación de operaciones y la atención de daños.
La siguiente es la información que se obtiene a través del sistema SCADA:
− Medidas de voltaje, corriente y factor de potencia a la salida de los alimentadores
a 44 y 13.2 kV.
− Señalización de disparos de interruptores a 444 y 13.2 kV en las subestaciones.
383
− mandos para maniobra (abrir, cerrar) y cambios de estado de elementos
maniobrables (abierto, cerrado, bloqueado)para que el software realice
reconfiguraciones de conectividad.
− Medidas análogas que inicialicen en el software procesos de recalibración del
sistema.
− Señalización de los indicadores de falla asociados a los interruptores
telecontrolados.
15.7.1 Descripción del sistema SCADA
Se puede definir el control supervisorio como una forma de control para hacer el
manejo selectivo de unidades ubicadas remotamente, por medios eléctricos,
empleando uno o varios sistemas de comunicación.
Los sistemas de control supervisorio pueden ser usados en aplicaciones tan simples
como controlar un suche en un alimentador hasta las aplicaciones más complejas de
SCADA como serían el caso de controlar un sistema de generación o todo un
sistema de distribución en amplia área geográfica.
Los sistemas SCADA de una forma general están constituidos por una o varias
Unidades Remotas (RTUs) con la capacidad de hacer las funciones de adquisición
de información del proceso (medidas, indicaciones y alarmas) y las funciones de
control apropiadas (órdenes abrir / cerrar y consignas). La información es procesada
digitalmente y se transmite por algún medio de comunicación (enlaces por onda
384
portadora PLC, pares telefónicos, fibra óptica, satélite y otros) hasta el sitio donde se
hace la gestión del sistema.
En dicho sitio se ubica una estación maestra, desde la cual se hace el manejo de la
información, el control y la supervisión del sistema empleando puestos de operación.
Estos puestos en su versión más moderna son computadores personales o
estaciones de trabajo.
Las funciones típicas de un sistema SCADA son las siguientes:
− Control de la exploración de las RTUs a través de servidores de comunicaciones.
− Despliegue de diagramas unifilares del sistema telecontrolado y de los sistemas
auxiliares asociados.
− Procesamiento de datos con funciones de validación y establecimiento de límites.
− Presentación de eventos y registro de alarmas del equipo telecontrolado.
− Control de interruptores y otros elementos de suicheo.
− Presentación en los diferentes diagramas de valores medidos (corrientes,
voltajes, temperaturas, presiones, valores calculados, etc.).
− Secuencia de Evento con resolución de milisegundos.
− Generación de informes con tablas según solicitud.
− Manejo, presentación y registro de contadores de energía.
− Mantenimiento de archivos con datos históricos.
− Manejo de curvas de tendencia.
− Funciones de análisis post-falla.
385
El empleo de la tecnología SCADA como apoyo para la operación de la red de
distribución de energía es fundamental para garantizar que el software de operación
pueda llevar a cabo sus tareas eficientemente, ya que permite la recolección
automática de medidas y estados de los equipos de maniobra.
15.7.2 Requerimientos para un sistema de automatización de la distribución
Las necesidades que debe cubrir el sistema SCADA se analiza en dos partes:
− Requerimientos para la red.
− Requerimientos para las subestaciones.
15.7.2.1 Requerimientos para la red
Las RTUs que se ubiquen en puntos de seccionamiento de la red de distribución
deben permitir realizar las siguientes funciones:
− Cierre/apertura de interruptores de transferencia.
− Indicaciones de posición de interruptores, alarmas por fallas de equipos y de los
indicadores de falla en la red.
− Recolección de medida de corriente y voltaje en algunos puntos de la red.
386
Para hacer el control y supervisión de los puntos a automatizar en la red se deben
desarrollar Unidades Terminales Remotas para ubicación en postes. Estas tienen
varias denominaciones según los fabricantes:
RTU (Remote Terminal Unit)
FTU (Feeder Terminal Unit)
MTU (Master Terminal Unit).
Estos equipos combinan características de modularidad, tamaño y flexibilidad. En
una unidad integran el sistema de control, la alimentación y parte de transmisión.
Esto las hace portátiles y de fácil ubicación en postes, a la intemperie o en cámaras
para el caso de la red subterránea.
Un aspecto importante a considerar para las RTUs a ubicar en la red de distribución
es el relacionado con las comunicaciones. Debido a las características mismas de la
red de distribución, que se dispersa y sufre muchas modificaciones, se ha tendido a
emplear sistemas de transmisión vía radio. En algunos casos, dependiendo de los
requerimientos de actualización de la información, es necesario utilizar sistemas de
comunicación dedicados.
15.7.2.2 Requerimientos para las subestaciones
El objeto de ubicar RTUs en las subestaciones es la recolección de información de
los circuitos de 13.2 kV y 44 kV, para correr el software de operación y que
corresponde a: Corriente por fase y factor de potencia del circuito en la salida de la
387
subestación (celda de distribución); voltaje en barras del sistema de 13.2 y 444 kV; la
medida de la potencia activa y reactiva en el lado de alta del transformador; la
posición del cambiador de tap del transformador; la posición de los interruptores
asociados a cada uno de los circuitos de distribución.
15.8 SISTEMA DE COMUNICACIONES PARA AUTOMATIZACIÓN DE LA
DISTRIBUCIÓN
15.8.1 Sistema de comunicaciones para el sistema SCADA
Para el intercambio de información entre las diferentes RTUs y el centro dee
operaciones de la empresa que presta el servicio, es necesario contar con un
sistema de comunicaciones adecuado que cumpla con los requerimientos de
actualización de información para cada uno de los tipos de RTUs ubicadas en el
sistema.
15.8.1.1 Requerimientos para las RTUs de la red.
El tipo de información que manejan las RTUs de la red es: órdenes de apertura y
cierre de interruptores, indicación de estados de interruptores, señalización de
indicadores de falla y en algunos puntos medidas de voltaje y corriente. La
información del estado de los interruptores se debe actualizar sólo cada vez que el
estado cambie. Este evento no ocurre muy a menudo; las órdenes de apertura y
388
cierre de los interruptores se deben transmitir en tiempo real cada vez que se
necesite hacer una operación.
Aunque la ocupación del sistema de comunicaciones es muy baja, es necesario
garantizar su disponibilidad cuando se deban operar. Debido a que las medidas de
corriente y voltaje en la red las utiliza el software de operación para efectos de
calibración del sistema, éstas pueden ser reportadas hasta con intervalos de 30
minutos. En este caso las RTUs pueden trabajar en la modalidad de reporte por
cambio de estado.
Se establece una comunicación entre la RTU y el sistema central sólo en los
siguientes casos: cuando ocurre un cambio de estado para las indicaciones, cuando
se sobrepasa un rango preestablecido para valores analógicos (medidas) y por
último cuando se requiere hacer una operación de abrir / cerrar un interruptor en la
red.
Por lo tanto para las RTUs de la red, no se requiere que el sistema de
comunicaciones sea dedicado. Se debe cumplir la condición de que cuando se
requiera transmitir alguna información hacia o desde las RTUs haya canal disponible,
con acceso inmediato, para garantizar la condición de tiempo real.
389
15.8.1.2 Requerimientos para las RTUs de las subestaciones.
Las RTUs de las subestaciones, además de manejar la información requerida por las
aplicaciones del software de operación, recolectaran las señales necesarias para
efectuar la gestión de subestaciones centralizadamente. El sistema SCADA para
llevar a cabo esta función, trabaja en la modalidad de “polling” o exploración cíclica
de todas las RTUs de subestaciones de forma permanente con informe por
excepción.
Esto implica que para explorar las RTUs de las subestaciones el sistema requiere
como mínimo 2 minutos para realizar un ciclo completo de exploración dependiendo
del número de subestaciones que la empresa que presta el servicio posea. Por lo
anterior y como la información se intercambiará en tiempo real de forma permanente,
se necesita el empleo de canales de comunicación dedicados.
15.8.2 Alternativas de comunicación
Para satisfacer los requerimientos de actualización de información, así como de
confiabilidad y disponibilidad para cada tipo de RTUs en el sistema, se cuenta con
las siguientes alternativas de comunicación.
15.8.2.1 Onda portadora por línea de alta tensión (PLC).
Tiene la ventaja de que utiliza como medio de comunicación la misma infraestructura
de la red de alta o media tensión. Actualmente su uso es recomendable para enlaces
390
largos, ya que para enlaces de menos de 5 kilómetros es comparable el costo a
otros sistemas más confiables, caso fibra óptica. Su confiabilidad es muy buena y su
disponibilidad muy alta.
− El costo por canal es muy alto comparado con otros sistemas de comunicación,
especialmente para cortas distancias.
− El espectro de frecuencias asignado a este medio cada vez es más
congestionado.
− Es un sistema rígido e inflexible por la dificultad de hacer modificaciones en las
frecuencias de operación para mejor aprovechamiento del espectro, aunque se
están empleando dispositivos para modificar las frecuencias de servicio sin
cambiar componentes (sintetizadores de frecuencia)
− Tiene un ancho de banda muy estrecho; en el caso de un sistema monocanal
permite tener un sólo canal de voz y uno de datos hasta máximo 600 baudios, lo
que restringe sus aplicaciones.
15.8.2.2 Via radio.
Tiene como ventaja respecto al sistema de onda portadora, que es fácil de
configuraren cuanto a las ampliaciones de capacidad de canales.
Permite manejar un gran número de unidades remotas con un mínimo número de
canales de comunicaciones.
No depende de un medio físico para establecer la comunicación.
Permite operar a velocidades que para la información que manejan las RTUs de las
subestaciones es aceptable (1200 baudios, 2400 baudios, etc.).
391
Tiene como desventaja que el costo inicial de un sistema nuevo puede ser muy alto,
y que se requiere aprobación de las frecuencias por parte del ministerio de
comunicaciones.
Los sistemas más empleados para aplicaciones en la red de distribución están en la
banda de 800 Mhz (sistemas troncalizados) y 900 Mhz (sistemas de acceso múltiple-
MAS).
El sistema vía radio tiene como ventaja la buena confiabilidad y alta disponibilidad si
se cuenta con los respaldos necesarios.
15.8.2.3 Equipos de transmisión por fibra óptica.
Es un sistema altamente confiable, y disponibilidad buena que se mejora con
redundancia de los equipos de múltiples terminales (multiplex), que permite manejo
de grandes volúmenes de información a altas velocidades.
Los tipos de fibra óptica que se pueden utilizar son:
− Instalada dentro del cable de guarda (OPGW - Optical Ground Wire).
− Entorchada en el cable de guarda de la red de alta tensión (Wrapped fiber).
− Suspendida entre los postes de transmisión o distribución de energía.
− Instalada a través de las canalizaciones o ductos de la red telefónica.
Desde el punto de vista técnico es la mejor solución debido a:
− Insensibilidad a interferencias.
− Ausencia de diafonía
− Poca atenuación.
392
− Alta velocidad de transmisión y alta capacidad.
− Ancho de banda “ilimitado”.
− Permite la transmisión de muchos canales con servicios diversos (transmisión de
datos, voz) a diferentes velocidades.
Sus principales inconvenientes son:
− Costo relativamente alto, aunque para distancias de hasta 5 kilómetros su costo
es comparable al de los sistemas de onda portadora.
− Exige un montaje complejo, especialmente por el tipo de cable empleado que
hace necesario emplear herramientas especializadas y entrenamiento específico.
15.8.2.4 Red telefónica.
Su principal ventaja es que utiliza la infraestructura existente instalada, sin muchas
inversiones iniciales.
Su principal inconveniente es la demora en el restablecimiento del servicio en caso
de fallas en la red. Para el caso de manejo de información en tiempo real es práctico
utilizarlo como respaldo.
15.8.2.5 Onda portadora por línea de distribución (DLC).
Es un sistema similar al de onda portadora por línea de alta tensión, con
características semejantes en cuanto al medio de transmisión. Tiene limitaciones por
su poca capacidad de transporte de información.
393
Normalmente hacen parte del sistema completo para automatización de la
distribución, para el manejo de la demanda y lectura de contadores para recolección;
no se utiliza como sistema de comunicaciones de aplicación general.
Por las técnicas empleadas no es apto para aplicaciones de volúmenes medios de
información (1200baudios), como sería el caso de RTUs en subestaciones. Puede
ser aplicable para las RTUs en la red que manejan velocidades bajas de transmisión,
particularmente para la red subterránea que es muy concentrada y no sufre muchas
modificaciones; para el caso de la red aérea es una solución muy costosa ya que
ésta tiene los interruptores muy dispersos y se modifica frecuentemente.
Tiene como gran inconveniente que en caso de tener abierto el interruptor en la
subestación, los elementos controlados en el alimentador dejan de serlo; lo mismo si
ocurre una apertura de la línea ya que se pierde la conexión física.
15.8.3 Equipos eléctricos auxiliares
Para garantizar la alimentación de los equipos tanto para RTUs como para el centro
de operaciones de la empresa de distribución es necesario contar con fuentes
ininterrumpidas de potencia (UPS) o con inversores.
394
16 EFECTOS DE LA CORRIENTE ELECTRICA SOBRE EL CUERPO HUMANO
Estudios realizados sobre accidentes por descargas eléctricas demuestran que, en la
mayoría de los casos, los medios previstos para garantizar la seguridad de las
personas no fueron suficientes, o bien no estuvieron correctamente aplicados.
Para poder prevenir los accidentes debido a la corriente eléctrica es necesario
adoptar medidas de protección adecuadas a cualquier clase de riesgos que pueda
presentarse. Estas implican la elección acertada de los elementos que hagan a las
instalaciones eléctricas confiables y seguras, tanto para las personas como para el
sistema mismo.
En los trabajos realizados para conocer los efectos de la corriente eléctrica sobre el
organismo humano se pueden destacar tres aspectos:
− Efectos físicos.
− Efectos fisiológicos.
− Factores que intervienen en el accidente eléctrico.
395
El estudio de estos tres puntos y los datos que así se obtienen constituyen la base
para aplicar los criterios prácticos en el diseño de los elementos de protección de
cualquier instalación eléctrica.
16.1 EFECTOS FÍSICOS
Los efectos físicos que el paso de la corriente eléctrica por el cuerpo humano
provoca son:
− Marcas en la zona de contacto.
− Quemaduras internas.
− Pérdida de líquidos corporales por efecto del calor.
− Quemaduras por arco eléctrico.
− Cegueras por arco eléctrico.
16.2 EFECTOS FISIOLÓGICOS
Los efectos fisiológicos, que se deben al valor de la intensidad de corriente y que
pueden provocar accidentes graves e incluso la muerte, son los siguientes:
− Contracción muscular.
− Calambres (peligro de asfixia).
− Shock nervioso.
− Aumento de la tensión sanguínea.
396
− Fibrilación ventricular.
− Paro cardiaco.
La fibrilación ventricular del corazón se define con una acción independiente de las
fibras musculares cardiacas que produce una concentración no coordinada y que
entraña la suspensión inmediata de la actividad fisiológica del corazón, al no poder
circular la sangre oxigenada y, en particular, por la imposibilidad de hacerla llegar al
cerebro se producen lesiones en el cerebro muy graves.
En relación con la tensión se debe tener en cuenta que la corriente eléctrica de baja
tensión provoca la muerte por fibrilación ventricular, mientras que la de alta tensión lo
hace por destrucción de los órganos, o por asfixia debido al bloqueo del sistema
nervioso.
Los efectos fisiológicos sobre el cuerpo humano del paso de la corriente eléctrica
varia en función de la intensidad.
397
Tabla 28 . Efectos fisiológicos producidos por la corriente eléctrica
INTENSIDAD
EFECTOS FISIOLOGICOS
1 a 3 mA Prácticamente imperceptibles. No hay riesgo.
De 5 a 10 mA. Contracciones involuntarias de músculos y pequeñas alteraciones del sistema respiratorio.
De 10 a 15 mA.
Contracciones violentas e incluso permanentes de las extremidades.
De 15 a 30 mA.
Contracciones violentas e incluso permanentes de la caja torácica. Alteración del ritmo cardicaco.
Mayor de 30 mA.
Fibrilación ventricular cardiaca.
Todos estos valores y efectos aumentan o disminuyen dependiendo del tiempo que
dure el paso de la corriente eléctrica.
Existen otros fenómenos fisiológicos, además de la fibrilación que pueden conducir a
la muerte producidos por la intensidad de corriente eléctrica o por la trayectoria
seguida por ésta, como: lesiones encefálicas, bloqueo de la epiglotis, espasmos en
la laringe, espasmo coronario y shock global.
Las descargas eléctricas en el cuerpo humano también pueden producir
quemaduras, manifestadas de dos formas distintas:
− En accidentes mediatos la energía debida a un cortocircuito provoca una
radiación originada por el arco eléctrico queda lugar a lesiones por quemaduras.
398
− En los accidentes inmediatos los diferentes acoplamientos eléctricos provocan
quemaduras internas y externas en el cuerpo.
16.3 FACTORES QUE INTERVIENEN EN EL ACCIDENTE ELÉCTRICO.
Conviene recordar dos hechos antes de hacer una relación de los factores que
intervienen en un accidente eléctrico:
− Todo contacto fortuito supone un régimen transitorio, cuya duración e importancia
dependerá de las características de la red, del valor de la fase de tensión en el
momento de producirse el contacto y de la resistencia óhmica del organismo.
− El grado de peligrosidad de la corriente depende de su forma de onda. Por lo que
en corrientes periódicas tiene gran importancia el valor de la frecuencia.
Los factores que intervienen en cualquier accidente eléctrico son:
− El valor de la intensidad de la corriente eléctrica.
− El valor de la resistencia óhmica que presente el organismo.
− El tiempo de paso de la corriente eléctrica.
− El valor de la tensión.
− La trayectoria que siga la corriente por el organismo.
− El valor de la frecuencia en el caso de corrientes alternas.
− Capacidad de reacción del organismo.
399
De estos factores, los de mayor importancia son los tres primeros.
16.3.1 Valor de la intensidad de la corriente eléctrica.
Se suele llamar también umbral absoluto de intensidad y representa la máxima
intensidad de corriente eléctrica que puede soportar una persona sin peligro,
independientemente del tiempo que dure su exposición a la corriente.
En el caso de la corriente alterna a 60 Hz de frecuencia hay que considerar si se
trata de valores eficaces o máximos de la intensidad, ya que por desarrollarse en un
régimen transitorio la forma de onda es irregular, dependiendo del valor de la fase de
la tensión en el momento de producirse el contacto.
Teniendo en cuenta que la corriente eléctrica puede producir en los seres vivos la
muerte o lesiones orgánicas graves e irreversibles lo más aconsejable es considerar
como valor umbral absoluto de intensidad al máximo valor que una persona es
capaz de soportar, pudiendo desprenderse del contacto por sus propios medios.
Este valor se fija para la corriente eléctrica alterna a 60 Hz entre 10 y 15 mA según
el sexo y la edad de las personas.
400
Tabla 29 . Efectos de la intensidad de corriente eléctrica en ma.
CORRIENTE ALTERNA
EFECTOS
CORRIENTE CONTINUA
60 HZ
10.000 HZ
HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERES
Ligera sensación en la mano. 1 0,60 0,4 0,3 7 5
Umbral de percepción. 5,2 3,5 1,1 0,7 12 8
Choque indoloro. 9 6 1,8 1,2 17 11 Choque doloroso sin pérdida del Control muscular.
62 41 9 6 55 37
Choque doloroso. 76 51 16 10,5 75 50 Choque doloroso y grave. Dificultades de respiración.
90 60 23 15 94 63
Principio de la fibrilación ventricular.
200 70 50 35
Choque de 3 segundos. 500 500 100 100
16.3.2 Valor de la resistencia óhmica del organismo.
Diversos estudios muestran que la impedancia del cuerpo humano es siempre
resistiva pura, éste se considera como un dipolo.
Se ha comprobado, igualmente, que las corrientes alternas cuyas frecuencias sean
superiores a 10 Hz no provocan más efectos que el de calentar los tejidos por los
que pasen.
401
A 50 Hz la resistencia óhmica del cuerpo humano no cumple con la ley de Ohm, ya
que su valor depende de la tensión que soporte, tratándose, por tanto, de un dipolo
no lineal cuya resistencia es función decreciente de la tensión aplicada.
Para la baja tensión se puede considerar el comportamiento de los dipolos del
cuerpo humano aproximadamente lineal. El valor de la resistencia de cada uno de
ellos depende de diversas circunstancias, siendo la más importante la humedad de
la piel, que cuando está seca pueda ofrecer una resistencia hasta de 100.000 Ω y
que va descendiendo según aumenta el grado de humedad.
Figura 56 . Resistencia del organismo en función de la tensión a la que esta
sometido
402
16.3.3 Tiempo de paso de la corriente eléctrica
Se denomina umbral absoluto de tiempo y representa el mayor tiempo que una
persona puede soportar sin peligro el paso de la corriente eléctrica por su cuerpo en
baja tensión, cualquiera que sea la intensidad.
La fibrilación ventricular es, de entre todos los efectos graves que origina la corriente
eléctrica en el; cuerpo humano, el que necesita menos tiempo para producirse. Sin
embargo, no tiene lugar si el tiempo de paso es del orden de 0,025 segundos o
inferior.
Casualmente, la duración del período de la corriente eléctrica de 50 Hz es de 0,02
segundos, por lo que se considerará como umbral absoluto de tiempos este valor.
Los límites de los valores de la tensión de contacto que se han convenido son:
− 50 V en tensión alterna.
− 120 V en tensión continua.
Valores, éstos, obtenidos del análisis de las investigaciones realizadas por el CEI
(Comité Electrotécnico Internacional) referidos a personas adultas de más de 50 kg
de peso, en los que la corriente eléctrica pasa entre las manos y pies.
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ANEXOS
